Este documento resume el estado actual de las mejores técnicas disponibles para la extracción de gas no convencional. Explica los tipos de depósitos no convencionales como el gas de esquisto, gas de carbón y gas de baja permeabilidad. También describe las tecnologías de perforación horizontal, fracturación hidráulica y completación avanzada necesarias para la extracción de este gas. Finalmente, analiza los posibles impactos ambientales y medidas para mitigarlos, como la gestión del agua, prevención de contaminación y control de la s

1. El gas no convencional
estado actual de las mejores técnicas disponibles
Angel Cámara Rascón
Marzo, 2014

2. Génesis de los depósitos

3. Tipos de depósitos de gas

4. Gas de pizarra, gas en capas de carbón y gas de baja permeabilidad

5. Antecedentes
¿Qué ha pasado para que estemos hablando de esto?
 El gas no convencional se ha venido produciendo en EE.UU. desde principios del
s.XIX
 El primer pozo comercial de shale gas fue perforado cerca del pueblo de
Fredonia (Nueva York) en 1821 para conseguir combustible con el que iluminar
los hogares.
 Para una industria basada en el petróleo, el gas natural no se convirtió en una
commodity relevante hasta acabar la Segunda Guerra Mundial.
 En la década de los ´80 los productores buscaron formas de satisfacer la
creciente demanda y compensar el declino de los yacimientos.
 En los primeros años ´90 la industria se fijó en el CBM y después se enfocó en el
shale gas.
 No fue hasta aprox. 2005 que el potencial del gas no convencional se demostró
con toda su claridad.
Fuente: European Centre for Energy and Resource Security / King´s College

7. Las operaciones se deben realizar en base
a un debate público abierto y transparente
y basado en hechos y evidencias para
poder afrontar las legítimas
preocupaciones ambientales.
Agencia Internacional de la Energía
París, marzo 2013

8. Condiciones “sine qua non” de un buen proyecto
 Socialmente aceptado
 Estrictamente regulado y controlado.
Escape y quema de gases de efecto invernadero
Sismicidad inducida
Contaminación del agua subterráneas y tratamiento de las aguas
recuperadas
Gestión del suministro de agua
Impactos sobre la calidad del aire
Ocupación del terreno y ruidos
Otros Problemas asociados a una actividad industrial intensa …..
Informes, autorizaciones, normativas… (administraciones, empresas, …)
 Técnicamente impecable en su planificación y desarrollo.
 Transparencia números, datos y hechos…(expertos, instituciones
científicas…)

9. Tecnología no convencional. Perforación de sondeos horizontales

10. Tecnología no convencional. Diseño de un pozo productor

11. Tecnología no convencional.
Completación y estimulación avanzadas

12. Perforación horizontal
1.- Mejora de los motores de fondo
2.- Telemetría de pozo (LWD / MWD)
3.- Aumento de la longitud de la sección horizontal

13. Tecnología no convencional. Fracturación hidráulica

14. Tecnología no convencional. Fracturación hidráulica
Sostenedor de fractura
(proppant)
Aditivos
Fuente: Kansas Geological Survey

15. Fuente: MIT

16. 03
Adoptar medidas paliativas que optimicen el consumo de agua:
 Investigación previa de la disponibilidad de agua superficial y
subterránea. Fuentes alternativas de agua.
 Minimizar las necesidades de agua dulce:
Reutilización de las aguas de retorno al ser alto el nivel de reciclaje.
Avances tecnológicos que permitan fracturaciones hidráulicas menos
demandantes de agua dulce: Fracturaciones más focalizadas. Utilización
de aguas salobres.
Estudio de los sistemas hidrogeológicos: calidad del agua,
características, gases presentes.
CONSUMO DE AGUA. MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL

17. 04
 Es una exigencia la integridad del pozo perforado para evitar los
problemas de contaminación por metano o por los aditivos
utilizados.
Riesgos ante problemas estructurales en un pozo:
-BLOWOUT: escape incontrolado hacia la
superficie. Infrecuentes en explotación de gas no
convencional.
-FUGA DE ANULAR: desplazamiento vertical de
metano a través del pozo por el anular por
deficiente cementación.
-FUGA RADIAL: movimiento horizontal de los
fluidos.
CONTAMINACIÓN DE ACUÍFEROS Y SUBSUELO

18. 06
 La fracturación está correctamente
diseñada.
 Existencia de un gradiente de presión
inducido, provoca movilidad hacia el pozo.
 Puede haber metano en acuíferos
superficiales, generalmente biogénico.
También, cerca del pozo de explotación,
pero nunca percolado a través del macizo.
 La distancia (3.000 m) de la zona de
fracturación a los acuíferos evita su
afección. Existencia de impermeables.
 Control de fugas exhaustivo. Eliminar las
fugas es el máximo empeño del operador.
LOS FLUIDOS PERCOLAN A TRAVÉS DEL MACIZO ROCOSO
Fuente Rosetta Resources

19. 07
CONTAMINACIÓN DEBIDA A LAS AGUAS DE RETORNO
Retorno a superficie de las aguas de utilizadas en la fracturación.
Entre el 15% y el 45% de los fluidos inyectados retorna a superficie.
Contenido: metano, agua con minerales de la roca madre, aditivos.
MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL
 Reutilización: reducir las necesidades del recurso.
 La inyección en acuíferos profundos.
Requiere adecuados estudios hidrogeológicos y el cumplimiento
de las exigencias de la legislación vigente.
Evaporación y gestión del residuo.
Tratamiento hasta especificaciones requeridas y vertido a un
cauce.

20. 08
RADIACTIVIDAD EN LAS AGUAS DE RETORNO
Es un proceso natural y por lo tanto no inducido por la fracturación hidraúlica.
Elementos radiactivos en las pizarras conocidos como NORM (Naturally
Occurring Radiactive Material)
Concentraciones muy inferiores a los límites de seguridad exigidos
En la radiactividad la dosis es la que define un umbral entre lo beneficioso y
lo perjudicial
MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL
El tratamiento elegido es la evaporación y gestión del residuo sólido
resultante.
Descontaminación y limpieza de los equipos periódicamente.
Control de la radiación.

21. 09
SISMICIDAD INDUCIDA
Tipos de sismicidad:
De menor intensidad provocada por la fracturación de la roca madre.
Imposible de ser apreciada salvo por geófonos.
De mayor intensidad debida a fracturación en zonas falladas y de mayor
debilidad del subsuelo. Es muy rara pero perceptible en la localidad.
 El límite superior esperado para la sismicidad inducida por fracturación
hidraúlica se fija en 3 en la escala de Richter.
MEDIDAS DE MITIGACIÓN Y CONTROL
 Evaluación geológica y control
Monitorización del área durante todo el proceso: antes, durante y después.
Toma de medidas correctoras.
 Evitar la inyección en zonas de fallas activas
 Minimizar los cambios de presión en profundidad y flexibilidad
metodológica.

22. A modo de conclusión
 Existe una tecnología contrastada y madura
 Ambientalmente sostenible.
 Marco regulatorio adecuado.

23. Gracias por su atención
angel.camara@upm.es
Caminante no hay camino se hace camino al andar.
Cantares. Antonio Machado

25. •ALGUNAS EQUIVALENCIAS VOLUMETRICAS Y ENERGÉTICAS
1.Volumétricas:
•1m3 = 35,315 pies cúbicos (cf) = 6,29 barriles (bbl)
•1 Billion Cubic Meters (Bcm) = 1.000 millones de m3
•1 Billion Cubic Meters (Bcm) = 35,315 Billion cubic feet (Bcf)
•1 Trillion Cubic Feet (Tcf) = 1012cf = 28,3 Bcm
•1 Bcf = 10 9cf
•1 Bcm/año = 2,74 Millones de m3/día = 96,7 Millones de cf/día
•1 Galón = 2,79 l
1.Energéticas :
•1 termia = 10 6 calorías = 3967 British thermal units (Btu)
•1 millón de Btu≅ 1.000 cf de gas ≅ 28,3 m3 de gas
•1 m3 de gas ≅ 10 termias = 11,63 kWh
•1 millón de toneladas de Gas Natural Licuado (GNL) ≅ 1,37 Bcm de gas natural
•Generar 1 kWh eléctrico consume aprox. 2 kWh de gas en central de ciclo combinado (CCC)

26. Recursos Prospectivos en EspañaRecursos Prospectivos en España
¿Cuanto gas no convencional hay en España?
En el último año tres informes, con tres cifras distintas
26
DURACIÓN
BCM TCF Años
EVALUACIÓN PRELIMINAR DE LOS RECURSOS
PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS
CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES EN
ESPAÑA
Gessal Aciep mar-13 1.978 69,8 58,2
Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas
Resources: An Assessment of 137 Shale
Formations in 41 Countries Outside the United
States
U.S. Energy
Information
Administration (EIA)
jun-13 226 8,0 6,7
39,0
RECURSOS PROSPECTIVOS
Título del Informe Fuente Fecha
EXTRAPOLACIÓN A ESPAÑA DE LOS RECURSOS
EXPLORATORIOS DE SHALE GAS EXISTENTES EN
LOS EEUU
Colegio de
Ingenieros de Minas
del Centro (COIMCE)
feb-13 1.339 47,3
DURACIÓN
BCM TCF Años
EVALUACIÓN PRELIMINAR DE LOS RECURSOS
PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS
CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES EN
ESPAÑA
Gessal Aciep mar-13 1.978 69,8 58,2
Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas
Resources: An Assessment of 137 Shale
Formations in 41 Countries Outside the United
States
U.S. Energy
Information
Administration (EIA)
jun-13 226 8,0 6,7
39,0
RECURSOS PROSPECTIVOS
Título del Informe Fuente Fecha
EXTRAPOLACIÓN A ESPAÑA DE LOS RECURSOS
EXPLORATORIOS DE SHALE GAS EXISTENTES EN
LOS EEUU
Colegio de
Ingenieros de Minas
del Centro (COIMCE)
feb-13 1.339 47,3

27. Recursos Prospectivos en España. ConciliaciónRecursos Prospectivos en España. Conciliación
EL GAS NO CONVENCIONAL. MAGRAMA 27
(1) Corresponde al informe de Gessal-Aciep, con las 16 unidades geológicas identificadas
(2) Corresponde al informe de Gessal-Aciep pero sin incluir la cuenca del Duero
(3) Corresponde a la extrapolación realizada por el Colegio de Ingenieros de Minas
(4) Corresponde a la estimación de la US EIA para la unidad “10”
(5) La unidad “10” es el Lías margoso del dominio vasco-cantábrico
NUMERO SUPERFICIE BCM por
UNIDAD DOMINIO DOMINIO UNIDAD MIN MAX BAJO MEDIO ALTO 100 Km2
km2 km2 km2 BCM BCM BCM
1 CADENA CATALANA 11.641 CARBONIFERO 200 800 3 16 63 0,13
2 CRET. INF. 300 1.000 2 24 188
3 CARBONIFERO 200 1.500 16 71 246
4 C.DUERO 49.704 CARBONIFERO 600 1.200 18 72 230 0,14
5 EOCENO 500 1.000 1 4 10
6 CARBONIFERO 50 100 7 28 94
7 C.GUADALQUIVIR 23.537 CARBONIFERO 100 1.200 15 79 336 0,34
8 CRET.SUP. 600 1.500 60 230 707
9 CRET. INF. 600 3.000 161 627 1.963
10 LIAS (5) 1.200 3.500 44 209 780
11 CARBONIFERO 250 500 5 18 54
12 SILURICO 1.000 2.000 4 26 144
13 CARBONIFERO 200 800 82 314 958
14 EOCENO 150 1.000 41 143 394
15 CRET. INF. 500 350 3 19 90
16 LIAS 600 1.400 26 98 288
GESSAL (1) TOTAL CC. SEDIMENT. 367.007 487 1.978 6.545 0,54
TOTAL CC. SEDIMENT.
SIN C. DUERO
C.MINAS (3)
AREAS MAS
PROSPECTIVAS
220.000 1.339 0,61
10 EIA (4) VASCO CANTABRICA 21.807 LIAS (5) 5.439 5.439 226 1,04
1,24
IBERICA 0,14
0,08
0,26
1,05
41.622
21.807VASCO CANTABRICA
129.795
20.957
MACIZO CANTABRICO
PIRINEOS
C.EBRO
SUPERF. UNIDAD REC. PROSPECT. AJUSTADOS
67.944
GESSAL (2) 0,60317.303 469 1.906 6.315
NUMERO SUPERFICIE BCM por
UNIDAD DOMINIO DOMINIO UNIDAD MIN MAX BAJO MEDIO ALTO 100 Km2
km2 km2 km2 BCM BCM BCM
1 CADENA CATALANA 11.641 CARBONIFERO 200 800 3 16 63 0,13
2 CRET. INF. 300 1.000 2 24 188
3 CARBONIFERO 200 1.500 16 71 246
4 C.DUERO 49.704 CARBONIFERO 600 1.200 18 72 230 0,14
5 EOCENO 500 1.000 1 4 10
6 CARBONIFERO 50 100 7 28 94
7 C.GUADALQUIVIR 23.537 CARBONIFERO 100 1.200 15 79 336 0,34
8 CRET.SUP. 600 1.500 60 230 707
9 CRET. INF. 600 3.000 161 627 1.963
10 LIAS (5) 1.200 3.500 44 209 780
11 CARBONIFERO 250 500 5 18 54
12 SILURICO 1.000 2.000 4 26 144
13 CARBONIFERO 200 800 82 314 958
14 EOCENO 150 1.000 41 143 394
15 CRET. INF. 500 350 3 19 90
16 LIAS 600 1.400 26 98 288
GESSAL (1) TOTAL CC. SEDIMENT. 367.007 487 1.978 6.545 0,54
TOTAL CC. SEDIMENT.
SIN C. DUERO
C.MINAS (3)
AREAS MAS
PROSPECTIVAS
220.000 1.339 0,61
10 EIA (4) VASCO CANTABRICA 21.807 LIAS (5) 5.439 5.439 226 1,04
1,24
IBERICA 0,14
0,08
0,26
1,05
41.622
21.807VASCO CANTABRICA
129.795
20.957
MACIZO CANTABRICO
PIRINEOS
C.EBRO
SUPERF. UNIDAD REC. PROSPECT. AJUSTADOS
67.944
GESSAL (2) 0,60317.303 469 1.906 6.315

29. OCUPACIÓN DE SUELO