Apoyo gubernamental al gas de esquisto
En 1821, el gas de esquisto como recurso se extrajo por primera vez de fracturas poco profundas de baja presión en Florida, Nueva York, EE. UU. La perforación horizontal para extraer gas de esquisto comenzó en la década de 1930. El primer pozo de gas de esquisto se estableció en Estados Unidos en 1947. El desarrollo industrial a gran escala del gas de esquisto no comenzó hasta los años 1970. La disminución de las reservas tradicionales de gas natural en los Estados Unidos en ese momento impulsó la inversión federal en proyectos de investigación y desarrollo relacionados, que en última instancia llevaron a la formación de pozos direccionales y horizontales, imágenes microsísmicas y tecnología de fracturación hidráulica a gran escala. Hasta las décadas de 1970 y 1980, el desarrollo del gas de esquisto no se consideraba comercialmente viable. Ante la disminución de las reservas de gas natural convencional, el gobierno federal ha invertido en una serie de proyectos de energía alternativa, incluido el gas de esquisto. Los proyectos de inversión incluyen el Proyecto Eastern Shale Gas de 1976 y el apoyo financiero anual de investigación científica de la Comisión Federal Reguladora de Energía para el Instituto de Investigación de Gas Natural. Desde 65438 hasta 0982, el gobierno federal invirtió mucho en esta institución de investigación. El gobierno federal aprobó la Ley de Energía de 1980 para proporcionar incentivos fiscales y otras políticas preferenciales a la industria energética. Posteriormente, en 1986, el Departamento de Energía y varias empresas privadas de gas natural construyeron con éxito el primer pozo horizontal de gas de esquisto multifractura utilizando tecnología de perforación aérea. En las décadas de 1980 y 1990, el gobierno federal alentó aún más la extracción de gas de esquisto mediante incentivos fiscales para el gas natural no convencional en la Ley 29. La tecnología de imágenes microsísmicas se originó a partir de la investigación del Laboratorio Nacional Sandia sobre vetas de carbón. Posteriormente, esta tecnología se utilizó ampliamente en el desarrollo de gas de esquisto mediante fracturación hidráulica y extracción de petróleo en alta mar. George P. Mitchell es considerado el padre de la fracturación hidráulica y logró reducir el costo de la minería a 4 dólares. Esto hace que el fracking sea comercialmente viable. Mitchell Energy utilizó una variedad de tecnologías para lograr con éxito la primera fracturación económica de esquisto en 1998. Utilizaron creativamente tecnología de fluidos de fracturación no gelificantes. Desde entonces, el gas de esquisto se ha convertido en el principal componente energético de más rápido crecimiento en Estados Unidos. Otros países del mundo también están empezando a estudiar el gas de esquisto. La Agencia Internacional de Energía estima que el gas de esquisto técnicamente puede aumentar las reservas recuperables de gas natural en un 50%.
Esquisto Durdirk de Mitchell Energy Company en la formación Perrysbury del sistema Devónico en el condado de Chautauqua, Nueva York, EE. UU. El pozo se perforó para producir gas natural a partir de una fractura de esquisto a una profundidad de 21 metros. El gran éxito del desarrollo del gas de esquisto en Estados Unidos ha revertido la situación de las importaciones de gas natural estadounidense. El esquisto en Estados Unidos se desarrolla principalmente en 21 cuencas de diferentes tamaños en 20 estados. Según las últimas estimaciones, la cantidad de recursos de gas de esquisto en los Estados Unidos oscila entre 42 y 52,6 billones de metros cúbicos. La explotación comercial se concentró principalmente en cinco cuencas en 2012, a saber, Antrim Shale en la cuenca de Michigan y Aba. Cuenca La lutita Ohio en la cuenca Lacchia, la lutita Barnett en la cuenca Fort Worth, la lutita New Albany en la cuenca Illinois y la lutita Lewis en la cuenca San Juan. Entre ellos, Barnett Shale es actualmente la principal formación para el desarrollo de gas de esquisto en los Estados Unidos y también es una muestra para la exploración y el desarrollo de gas de esquisto en varios países. Según las últimas estadísticas del Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), sus recursos ascienden aproximadamente a 0,74 billones de metros cúbicos, y su producción ha superado la mitad de la producción estadounidense de gas de esquisto en 2005, y ahora representa una proporción mayor.
La historia tecnológica del desarrollo del gas de esquisto en los Estados Unidos se puede dividir en cuatro etapas desde el comienzo de la minería de Barnett Shale: la primera etapa: antes de 1997: fracturación hidráulica a gran escala de pozos verticales; etapa: 1997~2002 - fracturación en agua clara a gran escala de pozos verticales; tercera fase: 2002-2007 - inicio de las pruebas de la tecnología de fracturación de pozos horizontales; cuarta fase: 2007 hasta la actualidad - finalización del revestimiento de pozos horizontales y fracturación por etapas; La tecnología de fragmentación se ha convertido gradualmente en el principal modo tecnológico.
Desde la década de 1980, el gobierno estadounidense ha implementado una serie de incentivos fiscales o subsidios para fomentar el desarrollo de fuentes de energía alternativas. Estas políticas y regulaciones incluyen: la Ley de Beneficios Inesperados de Energía de 1980, que introdujo disposiciones sobre “subsidios fiscales” para la producción de energía alternativa, y la perforación de petróleo y gas no convencional de 1979 a 1993, incluidos los producidos y vendidos antes de 2003. La Ley de Coordinación Integral de la Asignación de Impuestos de 1990 y la Ley de Impuestos a la Energía de 1992 ampliaron el alcance de los subsidios para la energía no convencional; en 1992, la Comisión Federal Reguladora de Energía de Estados Unidos canceló el control de las empresas de gasoductos en el mercado de compra y venta de gas natural, estipulando; que las empresas de gasoductos sólo puedan dedicarse a servicios de Transporte, reduciendo significativamente el costo de suministro del gas natural no convencional. La "Ley de Alivio de la Carga del Contribuyente" de 1997 continuó la política de subsidio fiscal para las energías alternativas; la "Ley de Energía de los Estados Unidos de 2004" estipula que el gobierno invertirá 45 millones de dólares al año durante 10 años en la investigación y el desarrollo de gas natural no convencional, incluido el gas de esquisto. .
La Ley de Política Energética de EE. UU. de 2005 eximió a la fracturación hidráulica de la Ley de Agua Potable Segura, eliminando la autoridad regulatoria de la Agencia de Protección Ambiental sobre el proceso, permitiendo que la tecnología de fracturación hidráulica se aplique rápidamente. Desde 2005, el gobierno de Estados Unidos ha aumentado el apoyo político para el desarrollo de gas natural difícil de extraer y ha reducido significativamente los impuestos a la extracción de gas natural para estimular el entusiasmo de los propietarios de tierras para firmar contratos de arrendamiento de tierras con empresas mineras; aumentó la comisión obligatoria para los propietarios de tierras en un 25%; alentar a las empresas de gas natural a llevar a cabo activamente innovaciones tecnológicas como la perforación de pozos horizontales y la fracturación hidráulica en múltiples etapas. Impulsada por esta serie de medidas de apoyo político, la exploración y el desarrollo del gas de esquisto han logrado resultados notables.
En los últimos años, con la fuerte caída de la producción de petróleo y gas en aguas profundas del Golfo de México, algunas grandes compañías petroleras han comenzado a participar en la exploración y desarrollo de gas de esquisto en Estados Unidos a través de asociaciones. participación accionaria o adquisiciones de pequeñas y medianas empresas con experiencia en el desarrollo de gas de esquisto. El segundo país del mundo en explorar y desarrollar gas de esquisto.
Canadá es el segundo país del mundo en explorar y desarrollar gas de esquisto después de Estados Unidos. La producción de gas de esquisto tiene una historia de décadas. Los recursos canadienses de gas de esquisto también son muy abundantes y están ampliamente distribuidos, e involucran múltiples capas geológicas, distribuidas principalmente en cuencas occidentales, incluida la cuenca del río Horn del Devónico medio en el noreste de Columbia Británica y el Triásico Montney Shale, Alber El grupo Cretácico Colorado en Tasmania y Saskatchewan, el esquisto del Ordovícico Utica en Quebec y el carbonífero Horton Bluff Shale en Nuevo Brunswick y Nueva Escocia. Según los resultados de la evaluación de recursos de la Asociación Canadiense de Gas Natural No Convencional (CSUG), los recursos de gas de esquisto de Canadá superan los 42,5 billones de metros cúbicos, de los cuales la cuenca del río Horn y la región de Montney son los más abundantes. El Consejo Mundial de Energía estima que su esquisto. Los recursos de gas son 39,08 billones de metros cúbicos. Muchos productores de petróleo y gas han llevado a cabo experimentos de exploración o desarrollo de gas de esquisto en el oeste de Canadá, pero en comparación con los Estados Unidos, el desarrollo de gas de esquisto de Canadá aún está en su infancia y aún no ha llevado a cabo una producción comercial a gran escala. Según un informe de septiembre de 2009 del presidente del CSUG, Michael Dawson, sólo Montney, una zona canadiense de gas de esquisto, ha alcanzado lo que él llama la etapa de desarrollo comercial, mientras que la cuenca del río Horn se encuentra en la etapa de producción de prueba y pruebas, y algunas todavía están en proceso. etapa de perforación de prueba. Los esquistos de las tierras bajas de Quebec, Nuevo Brunswick y Nueva Escocia todavía se encuentran en lo que llaman las primeras etapas de evaluación.
La Formación Wilrich del Cretácico Superior de Canadá en la Cuenca Sedimentaria Occidental y su Formación Jurásica contemporánea Nordegg/Fernie, Formación Triásica Doig/DoigPhosphate/Montney, Formación Exshaw/Bakken e Ireton Devónico. La Formación Duvernay ha llevado a cabo una exploración de gas de esquisto. evaluación potencial y predijo que los recursos de gas de esquisto en esta área son aproximadamente 24 billones de metros cúbicos. CSUG ve potencial de desarrollo en la sección de esquisto de Colorado en el oeste, esquistos del Jurásico y Paleozoico (incluida la cuenca Busser en el norte de Columbia Británica) y esquistos del Devónico en el sureste.
La producción temprana de gas de esquisto provino de la segunda capa de esquisto moteado blanco de la Formación Colorado del Cretácico en el sureste de Alberta y el suroeste de Saskatchewan. La producción comercial de gas de esquisto comenzó en el Triásico Upper Montney Shale de la Columbia Británica en 2000-2001.
En 2004, el Ministerio de Energía y Recursos Minerales de Columbia Británica incorporó la evaluación de los recursos regionales de gas de esquisto al desarrollo energético. La evaluación del Devónico se ha completado y el proyecto de evaluación del Triásico está en curso. En 2006, la Comisión de Petróleo y Gas de Columbia Británica aprobó 22 bloques de prueba de gas de esquisto del Cretácico y el Devónico.
Con la profundización del conocimiento sobre el gas de esquisto, el interés de Canadá en la exploración y el desarrollo del gas de esquisto ha aumentado considerablemente. Las áreas de exploración y desarrollo se concentran principalmente en la cuenca del río Horne del Devónico Medio y Montney Shale del Triásico en el noreste de Columbia Británica. Con la aplicación de nuevas tecnologías, la exploración y el desarrollo de gas de esquisto por parte de muchas empresas también se ha expandido a Saskatchewan, Ontario, Quebec, Nuevo Brunswick y Nueva Escocia. El Reino Unido y Polonia son los países con mejores perspectivas de gas de esquisto en el continente africano.
En 2009, la Agencia Internacional de Energía predijo que las reservas de gas natural no convencional de Europa ascendían a 0,35 billones de metros cúbicos, casi la mitad de los cuales estaban contenidos en esquisto, una cantidad muy inferior a la de Estados Unidos. A nivel mundial, fuera del África subsahariana, Europa puede tener las reservas más pequeñas de gas de esquisto. El gas de esquisto en Europa se concentra principalmente en la cuenca Wilder en el Reino Unido, la cuenca del Báltico en Polonia, la cuenca de la Baja Sajonia en Alemania, el desfiladero de Sakurai Mako en Hungría, la cuenca del Este de París en Francia, la cuenca de Viena en Austria y el Cámbrico. Alumbre en la cuenca de Suecia. Entre ellos, el Reino Unido y Polonia tienen las mejores perspectivas de gas de esquisto de Europa.
Se han lanzado varios proyectos de exploración y desarrollo de gas de esquisto en Europa. A principios de 2009, el Laboratorio Nacional de Geociencias de Alemania lanzó el "Proyecto Europeo de Shale" (GASH). Este proyecto interdisciplinario es un programa multidisciplinario de investigación y desarrollo de gas de esquisto de seis años compuesto por expertos de departamentos gubernamentales de estudios geológicos, agencias de consultoría, institutos de investigación científica y universidades. El objetivo del trabajo es recopilar muestras de esquisto, registros de pozos y datos sísmicos de varias regiones de Europa, establecer una base de datos europea de esquisto negro, compararla con el esquisto de gas natural en los Estados Unidos y analizar cuencas, tipos de materia orgánica y mineralogía de rocas. composición, etcétera. , con el fin de buscar gas de esquisto, evaluar el potencial de los recursos europeos de gas de esquisto y seleccionar cuencas favorables, y explorar el gas de esquisto europeo.
En 2010 se lanzaron nueve proyectos de exploración y desarrollo de gas de esquisto en Europa, cinco de los cuales en Polonia. El flujo inicial de gas de esquisto se produjo a una profundidad de 1.620 metros en el pozo Markovolia 1 en Polonia.
Muchas empresas multinacionales han comenzado a tomar medidas en Europa. Compañías petroleras internacionales como ExxonMobil, ConocoPhillips, OMV y Shell han iniciado trabajos sustantivos en Alemania, Polonia, Austria y Suecia, respectivamente. Del 5 de junio de 2007 a octubre de 2007, la Compañía Polaca de Energía recibió autorización para explorar esquisto negro del Silúrico en Polonia. Shell afirma tener interés en Skane de Suecia. ExxonMobil implementó su primer pozo de exploración de gas de esquisto en Mako Sakurai, Hungría, y planea completar 10 pozos de exploración de gas de esquisto en la cuenca de Baja Sajonia en Alemania. Devon Energy se asoció con la petrolera francesa Total y recibió una licencia para perforar pozos en Francia. ConocoPhillips anunció que firmó un acuerdo con BP para buscar gas de esquisto en la cuenca del Mar Báltico. El gobierno polaco ha emitido más de 65.438+000 licencias de exploración de gas de esquisto y ha introducido activamente inversión extranjera para desarrollar gas de esquisto nacional. Gigantes energéticos internacionales como Exxon Mobil, ConocoPhillips y Eni han intervenido. A finales de abril de 2011, Assonata firmó un acuerdo de cooperación con la empresa italiana ENI para la exploración y el desarrollo conjunto de gas natural de esquisto. Aprovechando la exitosa experiencia de ENI en este ámbito, las dos partes explorarán nuevas áreas de cooperación energética. En junio del mismo año, el gobierno búlgaro concedió a Chevron una licencia de exploración de gas de esquisto por cinco años, lo que le permitió explorar en el campo de gas de esquisto de Novi Pazar, que cubre un área de 4.400 kilómetros cuadrados. En junio de 2011, la empresa rusa TNK-BP planeó invertir en el desarrollo de gas de esquisto en Ucrania. En junio de 2012, Chevron y Royal Dutch Shell anunciaron que adquirirían derechos de exploración de gas natural no convencional en Ucrania, lo que podría colocar al país a la vanguardia del emergente sector europeo de extracción de gas de esquisto. Al mismo tiempo, Exxon Mobil (XOM), el mayor productor de petróleo y gas del mundo, anunció que dejaría de explorar gas de esquisto en Polonia porque descubrió que dos pozos de exploración en el este de Polonia tenían reservas insuficientes de gas natural. La noticia asestó un duro golpe a los planes de exploración de gas de esquisto del gobierno polaco. Más de 20 compañías energéticas mundiales están explorando gas de esquisto en Polonia. El primer pozo de gas de esquisto en el este de China
El 8 de mayo de 2013, la Oficina Provincial de Geología y Recursos Minerales de Jiangxi celebró una reunión para promover la exploración de gas de esquisto y determinó que el primer sitio de perforación del "Este de China "Pozo" fue el municipio de Qingjiang, condado de Wuning, la profundidad del pozo de diseño es de 1500 m y está previsto comenzar a perforar alrededor de junio de 2013. En este punto, el pozo de ignición de perforación de gas de esquisto de Jiangxi, conocido como "el primer pozo de gas de esquisto en el este de China", ha entrado en la cuenta regresiva para la perforación.
Los inversores extranjeros promueven el desarrollo del gas de esquisto
El "Informe de pronóstico de desarrollo y estudio en profundidad del mercado de la industria del gas de esquisto de China 2013-2017" publicado por China Industry Insight Network muestra que en marzo de 2012 El "Duodécimo Plan Quinquenal" para el desarrollo del gas de esquisto emitido por la Administración Nacional de Energía establece claramente que en 2015 la producción alcanzará los 6,5 mil millones de metros cúbicos, con reservas geológicas probadas de 600 mil millones de metros cúbicos y reservas recuperables de 200 mil millones de metros cúbicos. . Según datos publicados por el Ministerio de Tierras y Recursos, hay más de 80 pozos de exploración y producción de gas de esquisto, incluidos más de 20 pozos horizontales. La producción en 2012 fue de sólo 50 millones de metros cúbicos. Obviamente, a este ritmo, será difícil alcanzar los objetivos del plan de desarrollo del “Duodécimo Plan Quinquenal” de gas de esquisto.
Sin embargo, China ha cambiado su política de gas de esquisto para alentar a las empresas extranjeras a desarrollar gas de esquisto en China. La recién aprobada firma del primer contrato de intercambio de productos de gas de esquisto de China entre PetroChina y Shell es una de las señales.
Alentada por sus políticas, Shell aumentará su inversión en gas de esquisto de China. La mayor compañía petrolera francesa, Total, el grupo Chevron y BP China, también han declarado que participarán activamente en el desarrollo del gas de esquisto en China. Estos gigantes internacionales tienen 30 años de experiencia en el desarrollo de gas de esquisto en Estados Unidos y otros lugares, y su unión acelerará el desarrollo del gas de esquisto de China.
La demanda de tuberías de alta gama ha aumentado significativamente.
La aceleración del desarrollo del gas de esquisto no sólo llevará a los fabricantes de equipos petroleros a un ciclo de alta prosperidad a largo plazo, sino que los fabricantes de tuberías para pozos de petróleo y gasoductos relacionados también entrarán en un período de rápido desarrollo.
La demanda anual de tuberías para pozos petroleros es de aproximadamente 5 millones de toneladas. Con la aceleración del desarrollo del gas de esquisto, se espera que la demanda de tuberías para pozos de petróleo aumente más de un 30% anual en el futuro. Entre ellos, los tubos de pozos petroleros de alta gama están creciendo rápidamente.
Al mismo tiempo, según el "Duodécimo Plan Quinquenal", para finales de 2065 438+05, la longitud total de los oleoductos y gasoductos de mi país alcanzará aproximadamente los 15.000 kilómetros. El consumo de tubos de acero de los 9.035 kilómetros del Segundo Gasoducto Oeste-Este Calculado con una capacidad de 4,4 millones de toneladas, la demanda de oleoductos y gasoductos durante el “Duodécimo Plan Quinquenal” es de casi 35 millones de toneladas.
Las condiciones geológicas de los pozos de gas de esquisto son mucho más complejas que las de los pozos de petróleo convencionales. Según He Yu, técnico de ingeniería del campo de petróleo y gas del suroeste de PetroChina, la profundidad de perforación de los pozos de gas de esquisto suele alcanzar entre 3.000 y 5.000 metros, o incluso 7.000 metros. Por ejemplo, en los yacimientos de petróleo y gas altamente ácidos del noreste de Sichuan, los recursos de petróleo y gas contienen altos niveles de gases corrosivos como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono, que requieren el uso de tuberías de pozos petroleros de aleación a base de níquel.
Según los expertos de la Asociación China del Hierro y el Acero, existen muchos tipos de tuberías para pozos petroleros de aleaciones a base de níquel, con un contenido de níquel que oscila entre el 8% y el 20%, y algunas también necesitan agregar molibdeno. tungsteno y carbono. El precio interno de este tipo de tubos también oscila entre 6,5438 millones de yuanes/tonelada y más de 200.000 yuanes/tonelada, y el precio importado alcanzará los 6,5438 millones de yuanes/tonelada. Antes del proyecto, los tubos de alta gama, como los de aleación a base de níquel para pozos petroleros, representaban aproximadamente el 10% de la demanda de 5 millones de toneladas al año de tubos para pozos petroleros.
Por lo tanto, aunque la oferta general de tubos para pozos de petróleo en China supera la demanda, la demanda de tubos de alta gama es fuerte y está creciendo rápidamente.
El postor ganador de la compañía Rock Gas nació y salió.
A finales de 2012, el Ministerio de Tierras y Recursos llevó a cabo la segunda ronda de licitación para los derechos de exploración de gas de esquisto. Entre estos 20 bloques, el Bloque Qianjiang y el Bloque Youyang East de Chongqing, que tienen las mejores condiciones de recursos, atrajeron a muchas empresas para competir por ellos. Los dos bloques finalmente fueron adquiridos por Chongqing Energy Investment Group Co., Ltd. (en adelante, ". Chongqing Energy”)) y Chongqing Geology and Mining Company, que controlaba en ese momento, ganaron la licitación. Según el contrato, Chongqing Energy sólo en el bloque Qianjiang invertirá 654,38+73,4 mil millones de yuanes en tres años. Esta oferta fue 10 veces mayor que la de Sinopec, lo que la convirtió en el “rey de las ofertas” en ese momento.
Sin embargo, en menos de medio año, Chongqing Energy transfirió el 65% del capital social de Chongqing Mining Company y transfirió el bloque oriental de Youyang al Grupo Huaneng para su exploración. Ahora, sus negociaciones de cooperación con China United Coalbed Mtane Co., Ltd. en el bloque Qianjiang también están entrando en la etapa final. "Las empresas mineras de gas de esquisto invierten enormes cantidades de dinero y básicamente operan con pérdidas. Chongqing Energy se vio obligada a transferir el bloque debido al enorme riesgo de inversión en exploración y desarrollo para reducir los riesgos". investigación realizada por los departamentos nacionales pertinentes, dijo al periodista del "Economic Information Daily".
Los costos de desarrollo de los dos principales petróleos son altos y su producción es pequeña.
El nivel de desarrollo y exploración de gas de esquisto de China es bajo, el estado de los recursos de los bloques no está claro y enfrenta riesgos de inversión como altos costos de desarrollo, pequeña producción y políticas de apoyo inestables. Los dos pioneros, Sinopec. y PetroChina, pueden verlo.
Según las encuestas, a finales de abril de 2012, China había perforado 63 pozos de gas (petróleo) de esquisto, incluidas 61 compañías petroleras y 2 del departamento de tierras y recursos. Hay 30 pozos de gas de esquisto con flujos de gas industrial, pero la producción es baja.
"El pozo tiene 3.600 metros de profundidad, con un coste de construcción de unos 18.000 yuanes por metro y una inversión de 70 millones de yuanes. Debido a que no existe un estudio preciso y las reservas no están claras, es imposible estimar ¿Se puede lograr una producción continua de gas? ¿Se puede lograr el costo o la ganancia? Es difícil decir si se recuperará”, dijo la persona involucrada en la investigación.
Según él, la profundidad de entierro del gas de esquisto estadounidense es de sólo unos 1.000 metros, el espesor del yacimiento es de cientos de metros, el coste de perforación de un solo pozo es de menos de 20 millones y el tiempo de perforación es sólo alrededor de una semana. El costo estimado de la extracción de gas de esquisto es de 1 yuan a 1,27 yuanes por metro cúbico. En mi país, la profundidad de entierro del gas de esquisto en Sichuan, Chongqing y otros lugares es generalmente de entre 2.600 y 3.000 metros, y el espesor del yacimiento es de sólo unas pocas docenas de metros. El costo de perforar y fracturar un solo pozo se acerca a los 100 millones de yuanes. El nivel general de plataformas de perforación está obviamente por detrás del de países desarrollados como Estados Unidos, y el nivel de inteligencia y sistematización es bajo. Se necesitan unos 3 meses para perforar un pozo. En resumen, el costo de la minería en mi país es aproximadamente de 4 a 5 veces mayor que en los Estados Unidos, es decir, de 5 a 6,3 yuanes por metro cúbico.
Mi país no tiene un gasoducto exclusivo para el transporte de gas de esquisto y solo puede utilizar los gasoductos y carreteras de gas natural existentes para transportar gas de esquisto. Además, los gasoductos de gas natural son muy limitados en el área de distribución de gas de esquisto y carecen de redes de ramales. Por lo tanto, el gas de esquisto no puede conectarse a gasoductos y sólo puede transportarse por carretera. Los pozos de producción de gas de esquisto de PetroChina y Sinopec en Changning, Sichuan y Jiaoshiba, Fuling, Chongqing, producen entre 50.000 y 60.000 metros cúbicos de gas de esquisto por día, que sólo pueden transportarse en camiones de gas natural comprimido, lo que aumenta los costos. Los participantes antes mencionados dijeron a los periodistas que sin el apoyo estatal y una gran inversión inicial, las empresas básicamente funcionarían con pérdidas. Por lo tanto, a partir de 2012, solo Central Petroleum Company participó en la exploración y desarrollo de áreas experimentales de gas de esquisto. Aunque el gobierno ha introducido una política de apoyo con un estándar de subsidio de 0,4 yuanes/m3, las empresas de desarrollo de gas de esquisto no están seguras de poder recuperar costos o obtener ganancias, y el entusiasmo por el desarrollo se ve generalmente afectado.
Avance en la exploración de gas de esquisto en la cuenca de Sichuan
El 7 de septiembre de 2014, después de casi cinco años de esfuerzos, mi país tomó la iniciativa para lograr un gran avance en la exploración de gas de esquisto en la cuenca de Sichuan. Cuenca Se ha descubierto el primer campo de gas de esquisto de 100 mil millones de metros cúbicos y la tecnología de exploración y desarrollo se ha localizado básicamente y se espera que el gas de esquisto ingrese a las primeras etapas del desarrollo a gran escala. convertirse en una parte importante de la energía de China.
En una conferencia de prensa especial celebrada por el Ministerio de Tierras y Recursos el 17 de septiembre de 2065, Peng, Director del Departamento de Exploración Geológica del Ministerio de Tierras y Recursos, presentó que PetroChina, Sinopec y Yanchang El petróleo estableció sucesivamente proyectos en Changning, Weiyuan, Sichuan, se lograron avances en la exploración de gas de esquisto en las cuencas de Zhaotong, Fuling, Yanchang y Ordos, y se obtuvieron casi 500 mil millones de metros cúbicos de reservas de tercer nivel, creando una capacidad de producción anual de 1,5 mil millones de metros cúbicos.
Se espera que la producción de gas de esquisto de China alcance los 6.500 millones de metros cúbicos en 2015, 1.500 millones de metros cúbicos en 2017 y más de 30.000 millones de metros cúbicos en 2020. Si se toman las medidas adecuadas, se espera que alcance entre 40.000 y 60.000 millones de metros cúbicos, lo que representa aproximadamente una quinta parte de la producción total de gas natural. Los expertos predicen que el gas de esquisto, un recurso limpio y eficiente, pronto se convertirá en una parte importante de la energía de China.
La capacidad de producción de gas de esquisto de Jiaoshiba superará los 5 mil millones de metros cúbicos por año.
El 18 de octubre de 2014, Wang Zhigang, miembro del Comité del Partido del Grupo Sinopec, dijo en un foro de energía que el pozo Jiaoye 1 en el área de Jiaoshiba logró una alta producción, y los tres Jiaoye 2 y 2 pozos instalados alrededor del área de Jiaoshiba: los pozos 3 y 4 también tuvieron éxito. El espesor de esquisto perforado está básicamente entre 38-42 metros, con una producción de 6544. Según estimaciones preliminares, se han perforado más de 100 pozos y la capacidad de producción final supera los 5 mil millones. Se han descubierto recursos de gas de esquisto en India, Argentina y Australia.
2011 65438+El 25 de octubre, la ONGC de la India descubrió gas natural en esquisto estéril a una profundidad de aproximadamente 1.700 metros cerca de un pozo de investigación y desarrollo en Durgapur, Bengala Occidental.
Los recursos técnicamente recuperables de gas de esquisto de Argentina son 21,9 billones de metros cúbicos, ocupando el tercer lugar en el mundo. Es el país con mejores perspectivas de desarrollo y utilización de gas natural en América del Sur, especialmente en la Cuenca Neuquina, que tiene. atrajo a algunas de las favorecidas por las principales compañías de petróleo y gas del mundo.
Australian Beech Petroleum Company ha descubierto esquisto orgánico en 7 cuencas de Oceanía, que tiene un gran potencial de recursos en evaluaciones anteriores. Planea desarrollar gas de esquisto en Cooper Basin y ha logrado un avance industrial con un solo pozo en Nueva Zelanda.