En la actualidad, más de 98% de la producción de gas no convencional viene de Estados Unidos. Sin embargo, este panorama está cambiando rápidamente debido a la existencia de proyectos de exploración y desarrollo de reservas de gas no convencional en todos los continentes. Entérese de la situación en América Latina, Rusia, Europa, Australia, lejano Oriente y África.

Los países que poseen el potencial de producción de gas no convencional se encuentran en varias etapas en cuanto a atracción de inversión, evaluación del potencial de sus recursos o están a punto de entrar en producción. En el siguiente artículo se presenta una mirada al potencial de recursos mundiales y a la actual actividad de E&P de gas de esquisto bituminoso y metano del carbón.

Esquisto fracturado
El esquisto fracturado es producido en la actualidad sólo en Estados Unidos y Canadá. La mayor parte de la producción en Estados Unidos de gas de esquisto proviene de la formación Barnett Shale. Según informaciones de IHS (empresa generadora de información crítica para varias industrias), este esquisto representa 43% de todo el gas producido a partir de esquisto en Estados Unidos, seguido muy de cerca por el Antrim Shale, con 34% de la producción acumulada. Un total de 20 tipos de gas de esquisto han sido identificados hasta hoy y varias empresas operadoras adelantan trabajos de exploración en busca de otros.

Como resultado de su éxito, numerosas compañías de Estados Unidos y Canadá buscan otros lugares para aplicar la experiencia que han desarrollado en casa. Las reservas de gas no convencional requieren el desarrollo completo de un gran número de pozos, de manera que las empresas operadoras buscan áreas donde no necesiten incurrir en el costo extra de construir la infraestructura de ductos. Con la alta demanda de gas en el oeste de Europa y el deseo de buscar alternativas al gas ruso, Europa ocupa los primeros puestos en la lista de lugares para explorar de la mayoría de empresas operadoras. No existen estimaciones disponibles al público sobre gas de esquisto bituminoso en Europa, pero algunas de las cuencas candidatas más probables incluyen la cuenca Dnieper-Donets en Ucrania, la cuenca anglo-holandesa y la cuenca alemana noroeste. Esta presunción se basa en que tales cuencas poseen clasificaciones parecidas y rocas de fuente de esquisto similares (del tipo Mississippian y Devonian) a las principales de las cuencas de gas de esquisto de Estados Unidos. Sin embargo, las rocas de fuente jurásica pueden tener potencial también, en cuyo caso muchas otras cuencas –Anglo-Paris, Aquitania, Cárpatos y noruego-danesa, entre otras–, pueden igualmente tener un potencial de gas de esquisto.

Metano de yacimiento carbonífero
El metano de yacimiento carbonífero (CBM, por su sigla en inglés) es el de más rápido crecimiento entre los recursos no convencionales. La actividad exploratoria o de producción se realiza en al menos 29 países y en cada continente. Los estimativos del gas in situ para el CBM alrededor del mundo oscilan entre 6000 y 24.000 Tcf, con cerca de 65% a 80% de él en Rusia . Curiosamente, Rusia no desarrolla actividades relacionadas con el metano de yacimiento carbonífero; sin embargo, un reciente acuerdo entre Gazprom y la Compañía Siberiana de Energía de Carbón ha generado algunas especulaciones sobre la posibilidad de que Gazprom entre en el negocio del metano de yacimiento carbonífero.

Los factores de recuperación del CBM –aunque se mejoren las técnicas de completamiento especial y los pozos multilaterales y en ramal– son generalmente inferiores a 10%, teniendo en cuenta que estas reservas recuperables de CBM se estiman en 600 Tcf y asumiendo el menor rango de los estimados in situ. Esto representa sólo una pequeña fracción del gas convencional restante descubierto y recuperable. Sin embargo, es un importante recurso para ciertos países, particularmente aquellos donde la producción de gas está en declive pues, en teoría, cualquier lugar con recursos carboníferos tiene el potencial de recursos de CBM (véase figura 1).

En ninguna parte es esto más cierto que en Estados Unidos, cuya producción de gas convencional está estancada. Con más de 25% de las reservas mundiales de carbón, no extraña que las empresas estadounidenses, animadas por incentivos tributarios y una extensa red de gasoductos, empezaran a fijarse en el metano de yacimientos carboníferos a finales de los ochenta. La producción comenzó a despegar a principios de los noventa con 580 MMcf/d; para 2006, la producción de CBM en Estados Unidos había aumentado ocho veces, hasta llegar a los 4777 MMcf/d, siendo la mayoría de la producción y de los más recientes desarrollos estimulados por los altos precios del gas. Canadá, que también explota CBM, dobló su producción de 2005 a 360 MMcf/d en 2006.

Europa enfrenta retos similares respecto a la provisión de gas, por lo que registra una considerable actividad en torno al CBM. Igual que Estados Unidos, Europa es un área atractiva para la producción de CBM debido a la existencia de una infraestructura gasífera. Otros diez países han adelantado evaluaciones técnicas o programas exploratorios, pero sin producción hasta ahora. Estos países incluyen a España, Francia, Alemania, Bélgica, Italia, República Checa, Hungría, Rumania, Bulgaria y Ucrania. De acuerdo con datos del IHS, hay reservas probadas de CBM en Reino Unido, Polonia, Italia y Bulgaria, para un total de 224 Bcf. Se han perforado pozos en busca de yacimientos carboníferos en Rumania y Hungría. Bloques de CBM están en oferta en Francia, Polonia, Ucrania y República Checa. Otros países estudian su potencial CBM o están involucrados en el programa “Metano para mercados”, un programa voluntario que involucra entidades gubernamentales y privadas. Su misión es avanzar en la recuperación y uso del metano de minas como una fuente de energía limpia, mientras se reducen también las emisiones de gas de efecto invernadero de las minas de carbón.

Después de Norte América, Australia es el segundo productor de CBM. La producción comenzó en 1998 y en 2006 ascendió a 8.2 MMcf/d, de acuerdo con informaciones de IHS. En 2002, la Asociación Australiana de Gas estimó que el total de recursos de CBM en Australia es de 220 Tcf, más del doble de las reservas convencionales de gas. Hay más de 70 descubrimientos de CBM en Australia, 20 de los cuales están produciendo y otros nueve se encuentran en desarrollo. Su vecino, Nueva Zelanda, no tiene producción de CBM pero recientemente adjudicó un bloque de producción de CBM en el sur de la isla.

Hacia el Lejano Oriente, China también tiene producción de CBM, aunque sus reportes varían. Se estima que China tiene entre 800 Tcf y 1200 Tcf de recursos de CBM, principalmente en las cuencas de los Ordos, Qinshui, Bohai y Jungaar. IHS estima las reservas probadas de CBM en China en 2,5 Tcf. Su vecino, Mongolia, tiene una licencia de CBM pero ningún pozo ha sido perforado aún.

India, Indonesia y Vietnam también tienen programas activos de CBM. India es el tercer productor de carbón en el mundo. Allí, la producción de CBM comenzó en julio del año pasado. India ha realizado tres rondas de adjudicación de licencias de CBM y planea la cuarta. El interés ha sido muy alto: la tercera ronda atrajo a 54 compañías. Indonesia no tiene reservas probadas de CBM y hasta ahora ha sido adjudicado sólo un acuerdo de evaluación de CBM. Muchas otras evaluaciones técnicas han sido propuestas. En Vietnam, una compañía canadiense firmó un memorando de entendimiento con una subsidiaria de PetroVietnam para estudiar el potencial de CBM en la costa de la cuenca Song Hong. Finalmente, Tailandia tuvo una ronda de licencias de CBM en febrero del último año, pero los resultados aún no están disponibles.

En África, la actividad de CBM se realiza principalmente en Botsuana, donde un proyecto piloto está en desarrollo. Se estima que Botsuana posee más de 60 Tcf de recursos de CBM . Su vecino, Sudáfrica, también tiene recursos de CBM estimados en 5 a 10 Tcf en un área próxima a Botsuana. Nigeria también tiene reservas de carbón, pero la actividad CBM parece estar limitada a la participación en el programa “Metano a mercados”.

Los principales jugadores en CBM en América Latina son Colombia y Chile, aunque Panamá, México y Brasil también se cree que tienen potencial de CBM. Colombia es el mayor productor de carbón de América Latina y fue el primer país latinoamericano en producir CBM. Según cálculos del IHS, las reservas probadas se estiman en 10 Bcf, pero el potencial total del recurso es mucho mayor: al menos 31 Tcf . Colombia se ha empeñado en promover el desarrollo del CBM. Actualmente, busca modificar las normas que regulan las industrias mineras y de gas para evitar conflictos en un sector donde las actividades de las dos industrias se sobreponen. Argentina tiene tres pozos que se cree son de CBM, pero se piensa que no son comerciales en este momento debido a su alta producción de agua, típico de los pozos de CBM. En Chile hay planes de adelantar un proyecto piloto de CBM. Finalmente, en Panamá, Harken tiene un acuerdo de evaluación técnica para estudiar el potencial de CBM allí.

Claves del éxito
El éxito comercial con recursos de gas no convencionales actualmente depende en gran parte de la preexistencia de una infraestructura de gasoductos. Esto es claro en el caso de Estados Unidos y Australia, y ciertamente será importante para Europa. China cuenta con una infraestructura de gasoductos pero necesita más mover el CBM a los mercados. La China United Coalbed Methane Corporation Ltd. espera la aprobación de un gasoducto dedicado para CBM y tiene planes para nueve más. En muchos países donde se explora o desarrolla CBM, hay una mínima o inexistente infraestructura de gasoductos. El éxito en estos países puede depender de incentivos fiscales o de un plan integrado de producción y distribución. Los incentivos fiscales y los altos precios del gas lanzaron el negocio del CBM en Estados Unidos; ahora, algunos operadores allí continúan con la exploración y el desarrollo, aunque ya no existen esos incentivos fiscales. Los planes integrados pueden ser la llave al éxito en lugares como Colombia o Botsuana, donde se ha debatido si alimentar pequeñas plantas de energía para satisfacer las necesidades locales. Otros países, que necesitan gas, pueden simplemente probar los recursos primero y pensar la manera cómo desarrollarlos mejor.