SONDEOS EXPLORATORIOSEN EL PAIS VASCO

• ARABA:      37 EN TIERRA

• BIZKAIA:      6 EN TIERRA, 8 EN MAR

• GIPUZKOA: 3 EN TIERRA, 1 EN MAR

• TOTAL        55 SONDEOS

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LA EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS EN LA PROVINCIA DE ALAVA SE INICIA EN LA DÉCADA DE LOS 50

•AÑOS 1955 Y 1956. LA COMPAÑÍA CIEPSA PERFORA EL SONDEO APODACA 1 CON INDICIOS DE GAS ENTRE LOS 1.360 y 1.365 m

•AÑO 1960 . CIEPSA DESCUBRE EL CAMPO DE GAS CASTILLO AL PERFORAR EL POZO CASTILLO 1, PRIMER POZO PRODUCTOR DE GAS EN EL ESTADO ESPAÑOL

•POSTERIORMENTE SE PERFORAN OTROS DOCE POZOS

• AÑO 1997 SE PERFORA EL POZO ARMENTIA 1. SHESA OPERADORA

•LOS POZOS CASTILLO 1 Y ARMENTIA1 ALCANZAN UNA PRODUCCION CONJUNTA DE 48 MILLONES DE M3

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•PROFUNDIDAD DE LOS POZOS. 2.529 m DEL SONDEO APODACA 1 A 5.991M DEL CASTILLO 5

•LOS CATORCE POZOS TIENEN INDICIOS DE GAS NATURAL

•EL CONOCIMIENTO ADQUIRIDO SOBRE EL YACIMIENTO ES MUY ESCASO

•INTERES LIMITADO POR EL GAS NATURAL

•DIFICULTADES TECNICAS

•POZOS SUBECONOMICOS

•EXPLORACION CON UN ENFOQUE TRADICIONAL. BUSQUEDA DE PETROLEO Y SECUNDARIAMENTE GAS EN ENTRAMPAMIENTOS EN ESTRUCTURAS FAVORABLES.

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NUEVO ENFOQUE

•MERCADO DEL GAS NATURAL EN EXPANSION

•DEPENDENCIA DE FUENTES DE SUMINISTRO EXTERIORES Y LEJANAS

•COMBUSTIBLE FOSIL MEDIOAMBIENTALMENTE MAS LIMPIO

•POTENCIALIDAD DEL GAS DE LA ZONA FUNCION DE:•EL PRECIO DE VENTA DEL GAS •EL VOLUMEN FINAL DE GAS RECUPERADO POR POZO•EL COSTE DE INVERSION POR POZO•EL VOLUMEN TOTAL DE GAS RECUPERABLE•IMPACTOS FAVORABLES Y DESFAVORABLES DERIVADOS DE UN POTENCIAL DESARROLLO

•LA FASE ACTUAL DEL PROYECTO GRAN ENARA PRETENDE DAR RESPUESTA A ESTAS CUATRO ULTIMAS CUESTIONES

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NUEVO ENFOQUE

• EXPLORAMOS UN YACIMIENTO CONTINUO

• IDENTIFICAMOS ANALOGOS EN PRODUCCION

• PERFORAMOS INICIALMENTE 2 POZOS UTILIZANDO CRITERIOS DE ANALOGOS ADAPTADOS

– DE DISEÑO Y PERFORACION

– DE ESTIMULACION

• EVALUAMOS RESULTADOS

• SI EL RESULTADO ES CONSIDERADO POSITIVO SE PLANTEARA UN MODELO DE DESARROLLO

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HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES

OIL SHALES GAS SHALESTIGHT GAS

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HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES

FRACTURACION HIDRAULICA EN SHALE/OIL GAS Y TIGHT GAS

Creación y mantenimiento de fracturas, abiertas en la roca que contiene hidrocarburos mediante un fluido a alta presión.

Primera referencia en 1947, en Kansas. Más de 1.100.000 fracturaciones realizadas desde entonces. En 1979 se inicia su aplicación en shale gas en la cuenca de Barnett (Tejas). Tan solo en Tejas la Administración de Hidrocarburos tiene controladas 14.000 fracturaciones en shales y tight.

Crear permeabilidad artificial en la roca. Sin esta técnica la explotación de estos hidrocarburos no convencionales no sería posible

Inyección de un fluido con diversos aditivos y arena fina a elevada presión y caudal. 1.500 a 3.000 m3 por fracturación en 2h a 4h (Slick water fracking)

Slickwater fracksFoam fracksHybrid fracks

Extensión lateral de las fracturas. Valores normales entre 100m y 300m Al iniciar la producción del pozo se recupera parte del fluido (Flow-back)

CONCEPTO

HISTORIA

OBJETO

MÉTODO

RESULTADO

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FASE 1  PERFORACION

• SELECCION DE UNO O DOS EMPLAZAMIENTOS• OBRA CIVIL

• RECONOCIMIENTO ARQUEOLOGICO POR TECNICOS CUALIFICADOS• EXPLANACION DE UNA SUPERFICIE DE DOS A TRES HECTAREAS. CONTROL

ARQUEOLOGICO POR TECNICOS CUALIFICADOS• EXCAVACION DE DOS PISCINAS E IMPERMEABILIZACION DE LAS MISMAS• COLOCACION DE FIRME DE GRAVA COMPACTADO SOBRE LAMINA IMPERMEABLE• CONSTRUCCION DE SOLERA DE HORMIGON ARMADO DE UNOS 300 M2 PARA APOYO

DEL RIG

• ADECUACION DE VIALES DE ACCESO

• PERFORACION INICIAL DE DOS POZOS• TECNICA DE VERTIDO CERO• EVACUACION DE RIPIOS DE PERFORACION Y LODOS CARACTERIZADOS A

VERTEDERO AUTORIZADO (250 m3 )/pozo

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FASE 2. ESTIMULACION Y PRUEBAS DE PRODUCCION

• ESTIMULACION DE POZOS• INYECCION DE FLUIDO EN LA FORMACION GASIFERA. 3.000m3/Sección• RECUPERACION DE FLUIDO . 360 m3 /Sección (A confirmar). EVACUACION POR GESTOR

AUTORIZADO• COMPOSICION BASE DEL FLUIDO. AGUA+ADITIVOS+ARENA• CONTROL MEDIANTE MICROSISMICA DE LA MICROFRACTURACION.

CONTINGENTE

• PRUEBAS DE PRODUCCION• QUEMADO DE GAS EN ANTORCHA CON CONTROL DE P y Q. Max. 7 Días• PRUEBA DE PRODUCCION DE LARGA DURACION. CON CONEXION A LA RED DE GAS

NATURAL. => 1 Año

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UBICACIÓN INICIAL PREVISTA

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COMPOSICION BASICA DEL FLUIDO DE PERFORACION

Concentration TOTAL/stage

Slickwater frac

Hydrochloric Acid 15% 5,700 liters

slickwater:

Water 3,124,500 liters

Tributyl Tetradecyl Phosphonium Chloride (bactericide) 0.5 liters / 1000 liters 1,555 liters

Hydrotreated light petroleum distillate (1) 0.5 liters / 1000 liters 1,555 liters

Proppant:Silicon dioxide 22,680 kg / stage 22,680 kg

Silicon dioxide (5-35%)Mullite (60-85%) 90,718 kg / stage 90,718 kg

Cristobalite (0-20%)

(1) Sustituido en casos por sulfato de amonio (10-30%)0.5‐2.0 liters/ 1000 liters

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