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1
Retos y oportunidades del gas no
convencional en México
Marzo, 2012
Fuentes de extracción del gas natural
Gas natural
Asociado a los yacimientos de
aceiteNo asociado
Tipos de yacimientos de gas natural no asociado
ConvencionalNo
Convencional• Yacimientos ubicados en trampas
discretas
• Yacimientos con características
homogéneas
• Yacimientos donde la roca
generadora, almacenadora y la
trampa, son distintas.
• Yacimientos continuos
• Yacimientos con características
complejas y grandes retos
• Yacimientos donde la roca
generadora, almacenadora y la
trampa, es la misma.
Tip
oC
ara
cte
rísti
cas
Pro
vin
cia
s
• Burgos
• Veracruz
• Sabinas
• Burgos
• Veracruz
• Sabinas
• Tampico-Misantla
• Chihuahua
Menor complejidad Mayor complejidad
¿Cuál es el rol del shale gas en el mundo?
• De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE) el 50%
de los recursos de gas natural identificados en el mundo son no
convencionales.
• En Norteamérica el gas no convencional representa el 67% de los
recursos de gas natural identificados y en América Latina el 68%.
Recursos Recuperables de Gas
Natural (tcm*)
* tcm = trillion cubic meters o billones de metros cúbicos (en unidades mexicanas). Un metro cúbico = 35.3 pies cúbicos.
Fuente: International Energy Agency. Are we entering a golden age of gas?, Special Report, p. 49, EIA 2011.v
Recursos totales identificados
• En abril de 2011, la Energy Information Administration (EIA) estimó los
recursos recuperables de shale gas para 32 países en 6,622 Tcf (188 Tcm).
• China se perfila como el país con el mayor potencial, con una reserva de
1,275 Tcf (20%).
• México ocupa el cuarto lugar entre los países con mayor potencial, 681 Tcf
(10%).
(tcf) (tcm)
China 1,275 36.1
Estados Unidos 862 24.4
Argentina 774 21.9
México 681 19.3
Australia 396 11.2
Canadá 388 11.0
Europa 639 18.1
África 1,042 29.5
Resto América 451 12.8
Resto Asia 114 3.2
Total 6,622 187.5
CuencaRecursos Recuperables /Riesgo
Fuente: U.S. Energy Information Administration. World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, EIA 2011.
Recursos totales identificados
Principales Cuencas de shale gas e infraestructura en China
• Es el país con el mayor
potencial estimado de shale gas.
• China tiene dos cuencas con
gran potencial para shale gas
(Sichuan y Tarim)
• Además de otras 5 grandes
cuencas con menor potencial de
contener gas.
• El futuro de shale gas en China
es prometedor, pero de acuerdo
con la EIA, pasarán de 5 a 10
años antes de que la producción
alcance niveles significativos.
(tcf) (tcm)
Sichuan 692 19.6
Tarim 583 16.5
Total 1,275 36.1
CuencaRecursos Recuperables /Riesgo
Fuente: U.S. Energy Information Administration. World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, EIA 2011.
Shale gas en China
Cuencas Maracaibo y Catatumbo
en Venezuela y Colombia
Cuencas al sur de América del Sur
(tcf) (tcm)
Maracaibo 11 0.3
Catatumbo 19 0.5
Neuquen 407 11.5
San Jorge 95 2.7
Austral-Magallanes 172 4.9
Parana-Charco 521 14.8
Total 1,225 34.7
CuencaRecursos Recuperables /Riesgo
Fuente: U.S. Energy Information Administration. World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, EIA 2011.
Shale gas en América del Sur
Gas en México
Hechos en materia de extracción de gas natural
• La producción nacional de gas convencional no
asociado se encuentra concentrada en dos
principales cuencas: Burgos y Veracruz.
• Ambas cuencas se encuentran subexplotadas.
• Dentro de la cartera de Pemex Exploración y
Producción los proyectos de gas no asociado no
pueden competir por recursos con los proyectos
de aceite
Los proyectos de gas no asociado son
marginados
Hechos en materia de extracción de gas natural
A finales de la década de los noventa, la producción nacional de gas no
asociado se incrementó sustancialmente, primero con el desarrollo de la
cuenca de Burgos y, posteriormente, con el desarrollo de la cuenca de
Veracruz.
Producción de gas no asociado en Burgos y Veracruz
Hechos en materia de extracción de gas natural
1. Si bien la cuenca de Burgos ha sido una cuenca productora de
gas no asociado desde hace varias décadas, aún se encuentra
subexplotada. En Texas se han perforado 12 veces más pozos
que en México, alcanzando una producción acumulada 9
veces superior
ConceptoDistrito 4 Sur de
Texas
Cuenca de
Burgos
Superficie (Km2) 54,000 50,000
Inicio Producción 1935 1945
Campos descubiertos 1,548 252
Pozos perforados 86,876 7,015
Pozos productores 13,098 2,868
Producción actual (MMPCD) 3,397 1,536
Producción acumulada (MMMMPC) 86.1 9.9
Desarrollo de campos productores en ambos lados de la frontera
MMPCD, millones de pies cúbicos diarios.
MMMMPC, millones de millones de pies cúbicos.Fuente: Pemex
Hechos en materia de extracción de gas natural
2. La cuenca de Veracruz ha producido una cuarta parte de lo que ha
producido la cuenca de Burgos, pero con menos de una décima parte
de los pozos. El factor de recuperación observado es de 46%; esto
es, al menos se puede incrementar en 30 puntos porcentuales de los
campos descubiertos (a 76%), sin considerar nuevos campos a
descubrir en esta misma cuenca.
ALTO VALOR
PRODUCTIVO
Actividad Física #
Pozos Exploratorios 172
Pozos de Desarrollo 300
Recusos de Hidrocarburos MMMMPC
Producción Acumulada 2.6
Reserva 1P 0.9
Reserva 2P 1.0
Reserva 3P 1.1
Volumen Original 5.6
Factor de recuperación obs. 46%
Actividad física y recursos de hidrocarburos
MMMMPC, millones de millones de pies cúbicos.
Fuente: CNH, Factores de recuperación de aceite y gas en México, DT-1
Hechos en materia de extracción de gas natural
3. En materia de incorporación de reservas, la cuenca de Burgos y
Veracruz siguen siendo la fuente más barata de incorporación de
reservas de gas no asociado en el país.
Cuenca
Costo de descubrimiento 3P
Para el periodo
2006-2010
Usd/bpce
Golfo de México Profundo* 4.4
Veracruz 3.3
Burgos 4.0
*Las reservas de Golfo de México Profundo incluyen las reservas del Pozo
Leek-1 que se encuentra en la cuenca Sureste.
Incorporación de reservas 3P
2002-2010
Hechos en materia de extracción de gas natural
4. El país también cuenta con un amplio potencial de gas asociado. El
70% de la incorporación de reservas de gas proviene de campos de
gas asociado al aceite.
Recursos totales de gas natural en México
Cuenca
Producción
acumulada
al 1 de
enero de
2012
Volumen de reservas
descubiertas por cuenca
2000-2010
Reservas Remanentes
al 1 de enero de 2012
1P 2P 3P 1P 2P 3P
mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
Burgos 12,127 520 1,699 4,244 1,877 2,689 3,760
Veracruz 3,205 937 1,280 2,061 739 887 1,046
Asociado 53,923 2,889 6,889 15,349 14,609 31,261 56,835
Total 69,255 4,346 9,869 21,654 17,224 34,837 61,641
El reto de una creciente demanda de gas
Fuente: SENER
* Estimado
Demanda nacional = 4,326 MMpcd
Demanda nacional = 7,747 MMpcd
21.4%
5.8%
6.3% 1.1%
6.3%
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
Noroeste Noreste Centro -Occidente
Centro Sur-Sureste
2000
2010*
tmca 2000-2010
tmca 2000-2010 = 6.0%
Demanda de gas natural por región 2000 vs. 2010
(Mmpcd)
Existen 5 zonas de consumo de gas natural en el país.
Demanda de gas natural
Demanda de gas natural por región y sector 2010
(Mmpcd)
Fuente: SENER
Demanda de gas natural
Sector petrolero
Sector industrial
Sector eléctrico
Otros Sectores
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
200
9
201
0
201
1
201
2
201
3
201
4
201
5
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
202
2
202
3
202
4
202
5
Oferta adicional de gas requerida:
≈6,000 mmpcd
Demanda estimada de gas
2025
11,063 mmpcd
Producción observada de gas
2011
5,664 mmpcd
Fuente: Secretaría de Energía (SENER)
Incrementar la producción de gas natural en México
en el mediano y largo plazos requiere del desarrollo de
todas los recursos con los que cuenta el país.
Proyección de demanda de gas por sector
(Mmpcd)
Histórico Prospectiva
Pronóstico de demanda de gas natural
Potencial de recursos
• La EIA estima que en México existen recursos potenciales de gas no convencional delorden de 683 Tcf, de los cuales 681 Tcf son shale gas y 2 Tcf son de gas grisú.
• Por su parte Pemex estima que el recurso potencial de shale gas se ubique entre 150y 459 Tcf.
• El recurso potencial de shale gas estimado es entre 10 y 20 veces superior a losrecursos prospectivos de gas convencional documentados por Pemex.
Estimación de los recursos potenciales de shale gas en México(Tcf)
FUENTE: EIA y Pemex
Estatus actual
*En EUA el costo aproximado por pozo es de 5-7 millones de dólares
Pozo Región MunicipioEntidad
Federativa
Fecha de
inicio de
perforación
Fecha de fin
de
perforación
Fecha de
terminaciónTipo
Emergente-1 Norte Hidalgo Coahuila 13-sep-10 30-nov-10 17-feb-11 Terrestre
Profundidad
total
(metros)
Intervalo
productor
(metros)
Estado del
pozo
Tipo de
hidrocarburo
Producción
inicial
(MMpcd)
Costo
aproximado
4,071 3,618-3,670Productor
ComercialGas seco 2.9
20 millones de
dólares*
Pozo Región MunicipioEntidad
Federativa
Fecha de
inicio de
perforación
Fecha de fin
de
perforación
Estado del pozo
Montañes-1 Norte Guerrero Coahuila 08-ago-11 12-oct-11 En proceso de terminación
Nómada-1 Norte Nava Coahuila 08-oct-11 14-nov-11 En proceso de terminación
Percutor-1 Norte Progreso Coahuila 30-oct-11 14-dic-11 En proceso de terminación
Habano-1 Norte Hidalgo Coahuila 06-dic-11 En proceso de perforación
En 2011, Pemex perforó con éxito el pozo Emergente 1, ubicado en el municipio de
Hidalgo en Coahuila. Con ello se comprobó que este pozo es continuidad del play Eagle
Ford identificado en USA. Además existen cuatro pozos en proceso de perforación y
terminación que son: Montañes-1, Nómada-1, Percutor-1 y Habano-1.
¿Qué retos enfrenta el desarrollo de los recursos de gas no convencional?
¿Qué retos enfrenta el desarrollo de los recursos de gas no convencional?
Estratégicos
Retos estratégicos
Para definir una estrategia nacional en materia de shale gas en México es
necesario realizar los siguientes pasos:
1. Identificar, mapear y evaluar los recursos potenciales del Shale Gas, con la
finalidad de que en una primera fase evalúe su potencial y en una segunda
etapa establezca las estrategias económicas y tecnológicas para su desarrollo.
2. Definir el arreglo institucional adecuado para la exploración y explotación de
recursos de shale gas, respetando siempre las tres etapas exploratorias:
• Evaluación del potencial petrolero
• Incorporación de reservas y,
• Caracterización de yacimientos
3. Priorizar las áreas/cuencas a desarrollar en función de su disponibilidad de
recursos, ejemplo: agua.
¿Qué retos enfrenta el desarrollo de los recursos de gas no convencional?
Estratégicos Regulatorios
Retos regulatorios
1. Institucional. Involucrar a los organismos responsables de regular los aspectos
relacionados con la exploración y explotación de shale gas:
• Secretaría de Energía
• Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH),
• Comisión Reguladora de Energía,
• PROFEPA,
• SEMARNAT,
• CONAGUA.
Identificar los ámbitos de competencia en materia energética y ambiental. Expedir
regulación especializada y, en su caso promover modificaciones al marco jurídico
vigente.
Retos regulatorios
2. Seguridad y protección ambiental. El desarrollo del shale gas debe realizarse
bajo estándares de seguridad y protección al medio ambiente. En este sentido debe
considerarse expedir normatividad para regular:
• Construcción y operación de macroperas. La explotación del shale gas
requiere de grandes extensiones de tierra, tendiendo un fuerte impacto en el
entorno y las comunidades aledañas.
Retos regulatorios
• Fracturamiento hidraúlico. La perforación y fracturamiento requieren de
grandes volúmenes de agua.
Play Volumen de agua para perforación
(Litros)
Volumen de agua para el
fracturamiento (Litros)
Volumen total de agua por pozo
(Litros)
Barnett 1,514,160 8,706,420 10,220,580
Fayetteville 227,124 10,977,660 11,204,784
Haynesville 3,785,400 10,220,580 14,005,980
Marcellus 302,832 14,384,520 14,687,352
Estimación de requerimientos de Agua para la
perforación y fracturamiento (por pozo)
FUENTE: US Department of Energy, Modern Shale Gas Development in the US, A Primer
Retos regulatorios
• Contaminación de los mantos acuíferos debido a los químicos empleados.
En Estados Unidos, país con el mayor desarrollo de shale gas en el mundo, aún
existe un fuerte debate respecto a la posible contaminación de los mantos
acuíferos derivada de los químicos empleados en el fracturamiento de los pozos.
Si bien, el 90% del líquido empleados en la fracturación es agua, un 9.5%
restante son químicos empleados para reducir fricción, corrosión, etc.
Actualmente en Estados Unidos se encuentran analizando la posibilidad de que
dichos químicos puedan migrar a los mantos acuíferos empelados para usos
humanos o, que el mismo metano sea el que contamine dichos mantos.
Retos regulatorios
• Manejo de agua. Del total de agua y químicos inyectados a la formación en la
fracturamiento del pozo, un porcentaje muy variable (de 20 a 80% en Estados
Unidos) regresa a la boca del pozo. Dicha agua debe ser tratada con cuidado
debido al fuerte contenido de contaminantes.
• Explosiones de pozo. Las explosiones en los pozos son eventos que pueden
ocurrir durante la perforación o terminación de los pozos debido a incrementos
inesperados en la presión en el subsuelo, o la falla de las válvula preventoras.
• Derrames y manejo superficial del agua. Las fugas y derrames pueden ocurrir
durante las tareas de extracción o transporte de los hidrocarburos. La explotación
de shale gas requiere de un control adecuado debido a los grandes volúmenes
de agua que pueden precipitarse a la cabeza de pozo al terminar el
fracturamiento.
Retos regulatorios
• Emisiones de contaminantes a la atmósfera. Al igual que la explotación de
yacimientos de aceite y gas convencional, se debe reducir el mínimo las
emisiones de metano a la atmósfera, así como etilenos y bencenos usados en el
fracturamiento de los pozos.
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32
Muchas gracias
Marzo, 2012
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