Blogia
Mario Bernardi Consultores

Articulos técnicos

Shale Gas: El impacto económico de Marcellus Shale

Según un estudio publicado por el Instituto de Tecnología de Massachusetts en junio de 2010 , el gas natural duplicará su participación en el mercado de la energía, del 20 al 40 por ciento, en 2050.

Con el tremendo éxito de las formaciones arcillosas Barnett, Fayetteville y Woodford en los Estados Unidos, el desarrollo de gas de arcillas desempeñará un papel importante en el cumplimiento de esta demanda creciente.

Actualmente la arcilla Barnett  en Texas produce el 6 por ciento de todo el gas natural extraído en los 48 estados.

Los recientes anuncios de obras emergentes en los Apalaches, Louisiana del Norte, Columbia Británica, y el sur de Texas indican la potencial difusión de los recursos de shale gas en América del Norte.

Además, un estudio publicado en julio de 2010, "El impacto económico de la formación Marcellus: Implicaciones para Nueva York, Pennsylvania y Virginia Occidental," por Timothy J. Considine, Ph.D. en Economía de los Recursos Naturales, encontró que si se desarrolla, la producción de gas natural en la región de Marcellus Shale, podría crear 280.000 nuevos empleos en Estados Unidos  y agregar $ 6 mil millones en ingresos fiscales nuevos, estatales y federales a los gobiernos locales en la próxima década.

Durante el año 2009 solamente, la producción de gas natural en la formación Marcellus ha  generado 57.000 nuevos puestos de trabajo principalmente en Pennsylvania y Virginia Occidental.

El estudio del Impacto Económico  predice que muchas decenas de miles de puestos de trabajo adicionales se podrían crear en los próximos años si las políticas públicas no limitan drásticamente la producción.

Shale gas se define como el gas natural de las formaciones arcillosas, con la arcilla actuando como roca madre y reservorio al mismo tiempo para el gas natural.

Cada una de estas cuencas de shale gas es diferente y cada una tiene un conjunto único de criterios de exploración y desafíos operativos.

 En general, el gas en arcillas suele encontrarse en bajas concentraciones, disperso en grandes áreas, y requiere de la estimulación de los pozos o algún otro tipo de técnica, como la fracturación hidráulica , para producir.

El rápido aumento en la producción de las formaciones arcillosas se debe en gran parte a la fracturación hidráulica y otros avances significativos en la perforación horizontal y en las tecnologías de estimulación de pozo.

 

Más información acerca de gas en arcillas y la energía de los EE.UU.:

¿Qué tan importante es el shale gas para los recursos energéticos  de EE.UU.? Según las previsiones de la consultora ICF, tight gas, metano en lecho de carbón y shale gas,  harán una contribución importante para el futuro de América del Norte con una expectativa de producción de gas no convencional creciente desde el 42% del total de gas de EE.UU. en 2007, hasta el 64% en 2020.

¿Qué tanto shale gas hay disponible en los Estados Unidos? En noviembre de 2008, la Interstate Asociación de Gas Natural de América (INGAA) publicó "La disponibilidad, Economía y Producción potencial de los recursos de gas natural no convencional de América del Norte ", un informe que estima  los recursos naturales de gas en América del Norte en más de 2.300 billones de pies cúbicos (Tcf), donde los recursos de gas de arcilla solos representan  más de 500 Tcf de gas natural recuperable en los Estados Unidos y Canadá.

Para los 48 estados, el gas de arcillas se estima en 385 Tcf.

¿En cuánto tiempo se estima la duración del shale gas "?

El informe de abril de 2009 del DOE de EE.UU., establece que al ritmo de extracción de gas natural del 2007 (alrededor de 19,3 Tcf), las actuales estimaciones del recurso recuperable, alcanzan para proveer a los EE.UU. por los próximos 90 años.

Estimaciones por separado de los recursos de shale gas amplían esta oferta a 116 años.

Para la producción de gas de arcilla se espera un incremento de un total de 1,4 Tcf en 2007 a 4,8 Tcf en 2020.

El informe del DOE consigna que una producción potencial anual de shale gas de 3 a 4 Tcf, puede ser sostenida durante décadas.

¿Qué tan exactas son las evaluaciones del potencial de shale gas? El estudio INGAA observa que la evaluación del potencial de gas de arcilla en los Estados Unidos y Canadá es un trabajo en progreso y hay un largo camino por recorrer para entender los potenciales remanentes y la consecuente producción  futura de gas natural .

El avance de las tecnologías de perforación y terminación, incluyendo fractura hidráulica, ha puesto en juego un número de diferentes cuencas previamente consideradas sin potencial económico.

Los volúmenes de gas in situ calculados son muy grandes, y una pequeña diferencia en el porcentaje estimado de gas recuperable, tiene un enorme impacto en las estimaciones de los recursos a extraer.

El Dr Timothy J. Considine , de la Universidad de Wyoming, presenta  su nuevo estudio sobre la producción de gas natural en la región de la arcilla Marcellus, y explica cómo un gran desarrollo en esta región acrecentaría  la creación de empleo y la economía en la próxima década. VIDEO

 

Extraído de www.energytomorrow.org

¿Y esta publicidad? Puedes eliminarla si quieres.

MODERNIZACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE LA SEC PARA LOS INFORMES DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS (*)

MODERNIZACIÓN DE LOS REQUERIMIENTOS DE LA SEC PARA LOS INFORMES DE RESERVAS DE PETRÓLEO Y GAS (*)

Los normas modernizadas de la SEC (Securities and Exchange Commission de E.E.U.U.) para la presentación de informes de reservas de petróleo y de gas,son ahora ampliamente coherentes con las definiciones de la SPE, y reflejan en general los requerimientos del público acerca de cambios específicos en la normativa  anterior. Los nuevos requisitos basados en las definiciones revisadas, utilizan precios promedios anuales y permiten mayor uso de tecnologías confiables. También incluyen un más extenso reconocimiento de recursos no tradicionales, abarcando aquellos provenientes de arenas petrolíferas, arcillas y carbón; la declaración opcional de reservas probables y posibles; y el reemplazo de los criterios de “certeza” para algunas reservas, por el criterio de “certeza razonable”.

Introducción.

 

Los requerimientos para la presentación de informes de reservas de petróleo y gas de la SEC, utilizados hasta fines de 2009, fueron adoptados en 1978, con algunas modificaciones introducidas en 1982. En las tres décadas desde la adopción de estos requisitos, la industria del petróleo ha experimentado muchos cambios. Por ejemplo, la tecnología asociada con la recuperación y caracterización de reservorios, ha avanzado notablemente; los mercados transitorios y el
transporte de los productos han crecido y mejorado substancialmente; y se ha establecido la producción económica de recursos no tradicionales, como el bitumen derivado del petróleo. Este desarrollo, y otros, en la industria petrolera, no
fueron acompañados por el reglamento de la SEC, respecto a los informes de reservas, el cual quedó desactualizado.

En 2007, la SEC, creó la figura del “Compañero Académico de la Ingeniería”, para ayudar al personal de la
comisión a examinar la necesidad de modernizar sus normas, y coordinar un proyecto a fin de proponer modificaciones. En Octubre de 2007, el autor fue nombrado para ocupar esta posición. Luego de considerar los comentarios del
público, la SEC aprobó y dio a conocer el reglamento final en Diciembre de 2008. Las nuevas normas fueron publicadas en el Federal Register of the National Archives and Records Administration, el 14 de Enero de 2009.

Modificaciones más importantes

El reglamento actualizado incluye redefiniciones de reservas, las cuales son ampliamente consistentes con las definiciones de la SPE, World Petroleum Council, AAPG y Society of Petroleum Evaluation Engineers - Petroleum Resources
Management System (aunque persisten importantes diferencias).

Estos nuevos requerimientos, incluyen los siguientes cambios:

·        
Uso de precios promedios anuales, basados en el precio del primer día
del mes, en lugar del precio del último día del año.

·        
Utilización de tecnologías que en la práctica hayan demostrado ser
confiables para determinar niveles de certeza respecto a las reservas, en lugar
de tecnologías específicas (como ensayos de
flujo).

·        
Reconocimiento de recursos no tradicionales, como el bitumen de areniscas
petrolíferas, y petróleo sintético de arcillas petrolíferas y carbón.

·        
Opción de declarar reservas probables y posibles.

·        
Reemplazo del criterio de “certeza” para reservas comprobadas no
desarrolladas a cierta distancia del área productiva por un criterio de
“certeza razonable”.

 

Precios promedios reemplazan a los precios de fin de año

 

Las nuevas reglas reemplazan el precio de fin de año por otros, determinados como un promedio aritmético no ponderado, de los precios del primer día de mes, para cada mes del año fiscal. Este cambio debería disminuir la posibilidad de quitar
reservas en las declaraciones de las mismas, cuando el precio decrece hacia fin de año, y que se vuelvan a colocar cuando el precio se recupera. Los cambios frecuentes, en los volúmenes de las reservas, resultantes solamente de la
variación de precios, raramente sirven a los intereses de los inversores o de las empresas.

 

Modernas tecnologías permitidas

Las normas anteriores de la SEC, permitían sólo el uso de seguras tecnologías específicas, para satisfacer el
criterio de certeza razonable requerido para las reservas comprobadas. Por ejemplo, sólo el ensayo de fluidos o de producción sostenida en superficie podría ser usada para establecer una productividad económica, y solamente el
más alto y el más bajo aporte de hidrocarburo observado directamente en el pozo, establecía los límites de las reservas comprobadas.

Los nuevos requerimientos no especifican las tecnologías que pueden usar las empresas para establecer la certeza razonable de las reservas comprobadas, (y por ende, el nivel de certeza para las reservas probables y posibles). En
cambio, las tecnologías utilizadas (llamadas “tecnologías confiables”), deben haber demostrado en la práctica, sobre una base consistente, el nivel de certeza afirmado en el reservorio de interés o en un reservorio análogo.

Esta demostración debe estar basada en una convincente prueba empírica, realizada sobre un volumen de formación de tamaño razonable.

El concepto de tecnología confiable apunta a prevenir que las nuevas reglas para los informes de reservas queden obsoletas rápidamente. Las reglas permiten tecnología confiable, incluso propia, cuyos detalles no se requiere que sean
dados al público, sino tan sólo, previa solicitud, al personal de la SEC.

Recursos no tradicionales considerados como reservas de Petróleo y Gas.

En respuesta al requerimiento del público, la SEC, permitirá la declaración como reservas, de petróleo y gas extraídos de recursos no renovables y no tradicionales, si los mismos cumplen todos los otros criterios para ser clasificados como reservas.Por ejemplo el bitumen de arenas petrolíferas extraído mediante laboreo minero, así como el petróleo y gas sintético proveniente de arcillas petrolíferas y carbón de minas, e hidratos de gas (independientemente del metano extraído
económicamente). Bajo la regulación anterior de la SEC, el petróleo y el gas producidos económicamente de minas de recursos naturales, debían ser declarados como mineral, en lugar de reservas.

Categorías adicionales de reservas

Las nuevas reglas definen y permiten la declaración de reservas probables y posibles en adición a las comprobadas. Éstas últimas deben cumplir un criterio de producción económica de certeza razonable, definida por la SEC como “mucho más factible de ser obtenidas que de no serlo”. En términos probabilísticos, la probabilidad de que los volúmenes realmente producidos igualen o excedan los declarados como reservas comprobadas, debe ser al menos del 90%. Para estimaciones determinísticas, las reservas probables deben , sumadas con las probadas, mostrar
una factibilidad de ser producidas igual a la de no serlo. En términos probabilísticos, la probabilidad de que los volúmenes reales igualen o excedan los declarados como 2P (comprobadas más probables), debe ser de 50%.

Determinísticamente, el volumen total 3P (comprobadas más probables más posibles) declaradas se verá factible, pero no con certeza.Probabilísticamente, la probabilidad  de que sea producida esta suma o un volumen mayor, debe ser al menos del 10%.En la nueva reglamentación, la SEC proporciona una definición de recursos, pero continúa prohibiendo la
declaración de recursos que no sean reservas. Los certificadores que deseen mantener los inventarios de recursos contingentes y reservas no descubiertas pueden continuar haciéndolo, pero las nuevas reglas no permiten a las compañías
declarar estos volúmenes al público en certificaciones con las normas SEC.

Nuevo criterio de certeza para reservas no desarrolladas.

En las regulaciones anteriores, los pozos no perforados más allá del área inmediata a los pozos con producción económica, tenían que satisfacer un criterio de certeza para ser categorizados como reservas comprobadas no
desarrolladas. El nuevo criterio para este tipo de reservas es una “certeza razonable” de que se obtendrá una producción económica, el mismo criterio que en general deben satisfacer las reservas comprobadas. Aunque no explícitamente
establecido, se desprende de las nuevas normas que las reservas no comprobadas sin desarrollar (probables y posibles), cuando se declaren, deben satisfacer el nivel apropiado de certeza para la categoría reclamada (tan factibles de
producir como no para las probables, y posible pero que no se ven factibles,para las posibles).

Este cambio en las reglas implica la posibilidad de que los certificadores reconozcan como comprobadas no desarrolladas muchas más locaciones a perforar,particularmente en acumulaciones continuas tales como depósitos de gas en
arcillas. Adicionalmente, en caso de certificarse reservas probables y posibles, posiblemente sean reconocidos mayores volúmenes de reservas no comprobadas sin desarrollar.

 

(*) Basado en el artículo de W. John Lee, SPE, Texas
A&M University, October 2009.


 

Reservas mundiales de gas 2010

Reservas mundiales de gas 2010

fuente:www.lacomunidadpetrolera.com

Reservas mundiales de petróleo 2010

Reservas mundiales de petróleo 2010

fuente:lacomunidadpetrolera.com

¿Y esta publicidad? Puedes eliminarla si quieres.

Yacimientos Maduros - Revitalización

Yacimientos Maduros - Revitalización

 

 

JPT • ENERO 2009 por Syed A. Ali, SPE, Consultor de Investigación en Schlumberger.

Aún cuando se desarrollan y producen nuevos descubrimientos, importantes reservas adicionales pueden obtenerse mediante recuperación asistida de yacimientos maduros.

Estos campos tienen el potencial para contribuir significativamente a las reservas futuras, supuesto que la recuperación puede optimizarse.

Generalmente, son los nuevos descubrimientos los que captan la atención de la industria petrolera; sin embargo, el 70% de los hidrocarburos líquidos producidos hoy en día en el mundo, de hecho provienen de yacimientos maduros. Habiéndose ya explorado la mayoría de las regiones con potencial petrolero, y siendo cada vez más raros los grandes descubrimientos, los yacimientos maduros están destinados a desempeñar un rol cada vez más importante como fuentes de energía.

Es aceptado generalmente que en el período normal de producción se recuperará de un 30 a un 35 % del petróleo original in situ. Sin embargo, los avances tecnológicos (impulsados por mayores precios del petróleo) están haciendo factible acceder a las reservas remanentes. Considerando los importantes volúmenes de petróleo remanente en juego, un incremento de sólo un 1% del factor de recuperación de todos los campos petrolíferos del mundo, cubriría 3 años del consumo mundial. Las técnicas para mejorar el factor de recuperación incluyen: proyectos de recuperación secundaria y terciaria, perforación horizontal y multilateral, métodos mejorados de punzado y estimulación, nuevas técnicas de terminación, procedimientos avanzados de perfilaje y ubicación óptima de los pozos nuevos.

Los yacimientos maduros, sin embargo, presentan a su vez una serie de desafíos. Una vez destinadas las inversiones para acceder a reservas adicionales,  todos los aspectos deben ser cuidadosamente considerados desde el punto de vista de la economía del proyecto.

El agua es un problema en los reservorios cercanos al fin de su vida productiva: la mayoría de las compañías petroleras producen por lejos más agua que petróleo, originando inconvenientes ambientales y gastos de manejo del agua.

La estrategia en los yacimientos maduros se basa en  explotar el petróleo no movilizado, mejorar la recuperación de las zonas productivas existentes e implementar tecnologías de punta para maximizar la producción.

 

 

 

 

¿Quién dijo que el petróleo y el agua no se mezclan?

¿Quién dijo que el petróleo y el agua no se mezclan?

 

 Por David Michael Cohen, Production Engineering Editor

 WorldOil, diciembre de 2008

 Los ingenieros de producción saben bien que el viejo adagio sobre el aceite y el agua no es cierto; si lo fuera, su trabajo sería mucho más fácil.

Pero no sólo en el flujo de producción se mezclan el petróleo y el agua - el agua es parte integrante del desarrollo de hidrocarburos en todas sus formas. Es un ingrediente fundamental de muchos lodos de perforación. Se inyecta en los campos maduros para impulsar el drenaje de hidrocarburos hacia los pozos. Se bombea a los pozos en forma de vapor para licuar arenas bituminosas y petróleo pesado. Como fluido de fractura, rompe las arcillas para permitir el libre flujo de gas natural de la roca - requiriendo alrededor de 1 a 5  millones de galones de agua por fractura.

 Por supuesto, la extracción de petróleo y gas produce una gran cantidad de agua - unos 10 barriles por barril de petróleo en áreas maduras como las de EE.UU. Sólo en la zona occidental de EE.UU., se producen cada día más de 5 mil millones de galones de agua durante la extracción de petróleo y gas. Sin embargo, el agua utilizada por la industria es un activo valioso, mientras que el agua oleosa o altamente salina que se produce,  históricamente ha sido considerada un pasivo.

 El agua producida es generalmente eliminada, ya sea por inyección profunda en la tierra o por tratamientos para eliminar los contaminantes y su descarga posterior al medio ambiente, ambas cosas a un alto costo para el operador. Los pozos inyectores deben inyectar en formaciones geológicamente aisladas, que no se comuniquen con fuentes subterráneas de agua potable. A menudo el agua debe ser transportada lejos hasta el lugar de eliminación y a veces requiere tratamiento previo para evitar el taponamiento de la formación que la recibe y  daños a los equipos de inyección.

 En los EE.UU. la inyección onshore se regula en virtud de la Ley de Agua Potable Segura. La descarga onshore de agua producida, regulada en los EE.UU. por la Ley de Agua Limpia, exige la separación de hidrocarburos y la eliminación de la salinidad a través de ósmosis inversa, destilación térmica, intercambio iónico y / o procesos diversos. Estos métodos pueden requerir suministro de energía costosa y personal de mantenimiento en lugares remotos.

 El agua inyectada se usa a menudo para mantener la presión del reservorio y mejorar la producción, pero el agua de producción tratada y descargada no ha sido históricamente considerada como un activo para el operador, incluso cuando se utiliza provechosamente, como para el riego de cultivos de los superficiarios o para abrevar el ganado o la fauna silvestre. En general, el operador simplemente está feliz de deshacerse del elemento indeseado.

 Agua como un activo. Esta relación tradicional con el agua de producción ha sido revertida por una pequeña empresa de tratamiento de agua de producción que opera en la Cuenca Piceance, al noroeste de Colorado. Matthew Bruff, jefe de desarrollo y consejero general de Altela Inc., presentó el caso el mes pasado en la 15ª Conferencia Ambiental anual Internacional de Petróleo y Biocombustibles celebrada en Albuquerque, Nuevo México.

 En Colorado, al igual que en otros estados del oeste, los derechos sobre el agua se crean cuando el agua es colocada o apropiada para "uso beneficioso". Desaguar un pozo de petróleo o de gas por lo general no crea un derecho de agua en el estado porque el agua no está clasificada como colocada para usufructo. Sin embargo, a principios de este año el estado expidió permisos que sientan precedentes, permitiendo a Altela descargar su agua de producción tratada de un proyecto de la Cuenca Piceance en la Cuenca del Río Colorado para su reutilización beneficiosa, generando derechos para el agua tratada. El agua es tratada en boca de pozo utilizando el proceso de destilación térmica de baja energía de la compañía, que en este caso redujo drásticamente la cantidad de agua residual que había que transportar por camiones a gran distancia para su eliminación, con lo cual la empresa ahorró dinero.

 La empresa tuvo que demostrar, mediante un modelo de agotamiento de corrientes, de que el agua tratada de sus pozos productivos no era tributaria, lo cual de acuerdo al estatuto de Colorado significa que su extracción, en el término de 100 años, no depletaría el flujo de ninguna corriente de agua natural dentro del estado, a una tasa anual superior al 0,1% de la tasa anual de depleción de las corrientes.

 Los permisos, en efecto, crean derechos de agua que la empresa podrá utilizar para el suministro de agua después de sus operaciones para propósitos industriales, comerciales y de riego. Ésta no es la primera vez que un operador o empresa de servicios en los EE.UU. ha utilizado el agua como un activo, por seguridad. Pero puede ser la primera vez que un gobierno estatal ha clasificado legalmente un flujo de agua producida como un activo.

 La industria del agua de producción. Con esta simple re-definición legal, un enorme flujo de residuos potencialmente podría convertirse en un flujo de ingresos viables para empresas de petróleo y gas. El  agua de producción tratada ya encuentra muchos usos importantes, incluyendo las aplicaciones en campos petroleros como agua de alimentación para drenaje por gravedad asistido por vapor, o SAGD, y fluido de fractura. Otras aplicaciones que se buscan para agua tratada de producción incluyen el agua de refrigeración para plantas de energía y el calentamiento de gas natural licuado para su regasificación. ¿Por qué éstas y otras valiosas re-utilizaciones del agua de producción de los yacimientos petrolíferos no podrían generar derechos sobre el agua y, por lo tanto, ingresos para los productores?

 Más allá de los dólares y centavos, si las empresas persiguieran constantemente la normativa de clasificación de su agua de producción limpia y tratada, como un activo en lugar de un residuo, ello haría mucho para reformar la imagen de nuestra industria con respecto a los recursos de agua – para no ser vistos sólo como usuarios nasivos y contaminadores de agua, sino como socios en la conservación y recuperación de este recurso tan preciado.

 Dejando volar brevemente la imaginación, a la larga, los problemas de escasez de agua sobrevivirán por lejos a las presentes controversias en torno a nuestra industria y, realmente, a la industria del petróleo y gas en sí. El tratamiento de aguas profundas, que en nuestro tiempo se hace estrictamente para facilitar la extracción de petróleo y gas, pueden un día convertirse en un proyecto crucial en sí mismo, cuando las fuentes tradicionales de agua dulce se hagan cada vez más escasas por las poblaciones en crecimiento y el aumento de la industrialización , especialmente en los países en desarrollo. Además, personal de campo como ingenieros de producción, contratistas de perforación y geólogos de exploración serían partes necesarias partes de esta nueva industria del agua.

 ¿No sería gratamente irónico si nuestra industria, tan difamada en el siglo pasado por sus impactos negativos sobre el medio ambiente, se convirtiera en un elemento clave de su preservación en el próximo?

 

¿Y esta publicidad? Puedes eliminarla si quieres