Definicin de Shale Gas El shale gas es simplemente gas natural.
No obstante, su nombre lo diferencia debido a su procedencia, el
esquisto. Los esquistos son un conjunto de rocas metamrficas de
bajo a medio grado de metamorfismo, pertenecientes al grupo de
silicatos. Se caracterizan por poseer estructura foliada y
composicin qumica variable, con una estructura molecular de 1 tomo
de silicio y 4 de oxgeno. Dentro de los esquistos ms comunes
podemos encontrar: esquisto de mica, hornablenda, clorita y talco.
Los esquistos provienen de arcillas o lodos, los cuales han sufrido
procesos metamrficos de diversas temperaturas y presiones. Su
estructura foliada permite que sean fcilmente separados en delgadas
lminas, manteniendo su composicin. El shale gas es una fuente poco
convencional de gas natural. Tambin existen: CBM (coalbed methane),
tight gas, sour gas e hidratos de metano (methane clathrates).
Fig. 1.- Esquisto de gas. Los esquistos negros contienen
material orgnico los que a ciertas condiciones de temperatura y
presin se fragmentan, formando gas natural. Debido a la baja
densidad del gas natural, ste suele deslizarse a travs del esquisto
formando depsitos convencionales de gas natural. Sin embargo, la
alta impermeabilidad de esta roca bloquea el paso de grandes
cantidades de gas natural, las cuales son absorbidas por la arcilla
del esquisto, dando lugar al shale gas. En la figura 2 se aprecia
que el shale gas se halla a mayores profundidades que las otras
fuentes de gas natural. Tambin se observa que el recurso se
encuentra ampliamente dispersado de forma horizontal. Sumado a lo
anterior, la impermeabilidad del esquisto imposibilita la fcil
extraccin del gas natural. Por ende, a pesar de ser una fuente de
energa conocida desde el siglo XIV (en Suiza y Austria), slo los
avances tecnolgicos de la era moderna (dcada de los 90), traducidos
en mejoras en los mtodos de extraccin, han permitido la extraccin
masiva, comercial y lucrativa del shale gas.
Fig. 2. -Fuentes de gas Natural.
Las tecnologas actuales de extraccin son dos y funcionan de
manera complementaria: horizontal drilling (perforacin horizontal
dirigida) e hydraulic fracturing (fractura hidrulica). La primera
tiene el propsito de atravesar y llegar a los yacimientos, mientras
la segunda, a travs de reacciones qumicas y presin de fluidos,
aumenta la permeabilidad de la roca permitiendo la salida del gas
natural. Gas Natural El gas natural es un gas compuesto
primordialmente por metano y cerca de un 20% de otros hidrocarburos
ms complejos (etano, entre otros). Fuera de la corteza terrestre lo
vemos formarse en pantanos, cinagas o vertederos, como subproducto
de una arquea metangena, microrganismo procarionte que obtiene
energa mediante la produccin de gas natural (biogs). Dentro de la
corteza terrestre se forma gracias a residuos orgnicos sujetos
condiciones de altas temperaturas y presin, encontrado disuelto o
asociado al petrleo crudo. Como fuente de energa, el gas natural ha
aumentado progresivamente su popularidad. Sus virtudes
comparativas, respecto a otros combustibles fsiles, son: Es por
excelencia el combustible fsil ms limpio ya que produce poca
contaminacin y emite menos que el petrleo y el carbn. Tiene un
nivel altsimo de eficiencia elctrica (60%). Es ms verstil que el
carbn, ya que se utiliza tanto como combustible de transporte, como
para generar electricidad y calor. Es ms abundante que el petrleo.
Sus formas de transporte y distribucin son dos: gasoductos y GNL
(gas natural licuado). Los gasoductos son un mtodo de transporte y
distribucin de gases combustibles a gran escala. Son anlogos a las
lneas de transmisin, respecto a su funcin de transportar energa
de un lugar fsico a otro. Son tuberas de acero por las cuales
circula gas a alta presin (72 bares para transmisin y 16 bares para
distribucin), construidas a una profundidad habitual de 1 metro o
en la superficie. Cabe destacar que se construyen gasoductos que
atraviesan grandes cantidades de agua.
Fig. 3.- Gasoducto ruso.
El GNL es gas natural convertido temporalmente en lquido para
aumentar su capacidad de transportacin. El GNL es aproximadamente
600 veces ms denso que el gas natural, lo que significa que se
puede transportar la misma cantidad de ste en compartimentos 600
veces ms pequeos, otorgando una alternativa viable de
transportacin. A pesar que el proceso de condensacin requerido lo
hace ms costoso que los gasoductos, el transporte a travs del GNL
es muy popular debido a distintas restricciones asociadas a la
primera alternativa, tales como: transporte a travs de ocanos,
pases (impedimentos polticos o de inters), etc.
Fig. 4.- Buque transportador Licuado.
Perforacin Horizontal
Fig. 5.- Pozo horizontal y plataforma multi-pozo La perforacin
horizontal nos permite acceder al yacimiento del shale gas de una
forma eficiente con un impacto ambiental mnimo. Esta tecnologa
utiliza tubera de perforacin flexible para perforar de manera
horizontal y poder ubicarse de forma paralela a las zonas de
inters. El proceso permite que se perforen pozos mltiples desde una
misma plataforma, lo que reduce los impactos ambientales. Para
realizar una perforacin horizontal primero realizas una perforacin
vertical para llegar unos pocos cientos de metros arriba de la
altura del yacimiento. Luego, el perforador se gira en un ngulo
cercano a los 45 para as taladrar a travs del depsito de shale gas,
permitiendo una mayor extraccin de ste.
Fig. 6.- Perforacin horizontal dirigida. Se necesitaron aos de
experiencia y avances tecnolgicos en distintas ciencias para hacer
del horizontal drilling una tcnica fsica y econmicamente
factible:
Primero, entender que muchos pozos no son fsicamente verticales,
sino ms bien horizontales. Tcnicas de sondeo y monitoreo,
compuestas por tres mediciones: profundidad, inclinacin y acimut
magntico. Diseos de BHA (ensamblaje de fondo de pozo) para una
avanzada perforacin. Otros avances tecnolgicos en: tuberas de
perforacin, caja y pin, collares de perforacin, rimadores y
estabilizadores, etc. Aplicacin de mud motors (motores de lodo),
los cuales utilizan el barro para producir potencia adicional de
perforacin. Sin embargo, sin fracturamiento hidrulico esta tcnica
es inefectiva en pozos de esquisto. Fracturamiento Hidrulico
Fig. 7.- Fracturamiento Hidrulico. Tambin llamado fracking o
hydrofracking. El procedimiento consiste en bombear fluidos (por
ejemplo: agua, gel, espuma, gases comprimidos, etc.) a presiones lo
suficientemente altas para fracturar la roca, aumentado la
porosidad y permeabilidad del canal para que el gas natural
escurra hacia la superficie. Esto es de vital importancia para
la extraccin del shale gas, ya que ste se encuentra en pequeos
poros independientes de esquisto, los cuales necesitan un canal
comn (o puente) para una extraccin exitosa en masa. Utilizado desde
los aos 40, ha aumentado la productividad de miles de pozos de
combustible fsil a lo largo y ancho del mundo. No obstante, se
observ que muchas de las fracturas se cerraban al apagar las
bombas, debido a las altas presiones dentro del pozo. Lo anterior
se solucion agregando un 1% de proppant (soluto de soporte) a la
solucin lquida, la que mantiene condiciones de permeabilidad
obtenidas en el esquisto hasta despus de apagada la bomba. Los
proppants ms comunes son: arena, cermica y polvo de aluminio.
Fig. 8.- Proppants de arena. Es una tcnica de estimulacin de
yacimientos que consiste en el bombeo de fluido y un agente de
apuntalamiento, por lo general arena a elevada presin, con el
propsito de producir micro fracturas en la roca almacenadora de
hidrocarburos. Las fracturas se producen desde el pozo de inyeccin
y se extienden por cientos de metros hasta la roca de reserva,
mantenindose abiertas por accin del agente de apuntalamiento,
permitiendo as la fluencia y recuperacin del hidrocarburo. A su
vez, la tcnica de perforacin horizontal permite maximizar el rea
rocosa que, una vez fracturada, entra en contacto con el pozo, y
por consiguiente, incrementar la extraccin en trminos de la
fluencia y el volumen de gas que puede ser obtenido del mismo. La
utilizacin de ambas tcnicas genera diferencias con las
explotaciones convencionales respecto de la cantidad y la
distribucin de pozos sobre los yacimientos. Una de las formas ms
comunes consiste en la construccin de una plataforma de pozos (well
pad en ingls), en el centro de lo que, por lo general, son
formaciones de entre 6 y 8 pozos horizontales perforados
secuencialmente en hileras paralelas. Un nico pozo, perforando
verticalmente hasta 2 km, y horizontalmente hasta 1,2 km, remueve
alrededor de 140m3 de tierra, por lo que una plataforma promedio
remueve alrededor de 830m3, casi diez veces ms que un pozo
convencional perforado a 2 km de profundidad. Sumado a lo anterior,
la solucin suele contener qumicos multipropsito: convertir el agua
en gel, reducir la friccin del fluido, prevenir corrosin, controlar
el pH, etc. Todo lo anterior hace
que la perforacin horizontal cueste hasta tres veces ms que la
perforacin vertical. Pero, este costo extra es usualmente
recuperado gracias a la produccin adicional proveniente del mtodo.
De hecho, muchos pozos rentables hoy en da seran un fracaso sin
estas dos tecnologas complementarias.
Fig. 9.- Diseo esquemtico de un pozo de Shale Gas. La composicin
del fluido utilizado para realizar las fracturas vara de acuerdo a
la formacin que se pretende explotar, por lo general se encuentra
compuesto en un 98% de agua y arena, y un 2% de aditivos qumicos,
entre los que se encuentran: cido: limpia la perforacin previamente
a la inyeccin del fluido para la realizacin de las fracturas.
Bactericida/biocida: inhibe el crecimiento de organismos que podran
producir gases que contaminen el gas metano, y reducir la capacidad
del fluido de transportar el agente de apuntalamiento.
Estabilizador de arcilla: previene el bloqueo y la reduccin de la
permeabilidad de poros por formaciones arcillosas. Inhibidor de
corrosin: reduce la formacin de xido en las tuberas de acero, los
encamisados de los pozos, etc. Reticulante: la combinacin de
esteres de fosfato con metales produce un agente reticulante que
permite aumentar la viscosidad del fluido, y por lo tanto,
transportar ms agente de apuntalamiento en las fracturas. Reductor
de friccin: reduce la friccin y permite que los fluidos
fracturantes sean inyectados en dosis y presiones ptimas. Agente
gelificante: incrementa la viscosidad del fluido, permitiendo un
mayor transporte de agente de apuntalamiento. Controlador de metal:
previene la precipitacin de xidos de metal que podran degradar los
materiales utilizados. Inhibidor de sarro: previene la precipitacin
de carbonatos y sulfatos (carbonato de calcio, sulfato de calcio,
sulfato de bario), que podran degradar los materiales utilizados.
Surfactante: reduce la tensin superficial del lquido de fractura, y
por lo tanto ayuda a la recuperacin del mismo.
Etapa de Perforacin para obtencin de Gas de Lutitas (Shale Gas)
Perforacin Horizontal para pozos de Shale Gas
Fig. 10.- Pozo Horizontal de Shale Gas. La Perforacin
Direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una
trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada
distancia lateral de la localizacin superficial del equipo de
perforacin. Comprende aspectos tales como: tecnologa de pozos
horizontales, pozos de alcance extendido y pozos multilaterales, el
uso de herramientas que permiten determinar la inclinacin y
direccin de un pozo durante la perforacin, estabilizadores y
motores de fondo de calibre ajustable, barrenas bicntricas o
ampliadora (las cuales permiten incrementar el calibre del agujero
durante la perforacin direccional), etc. Como se mencin
anteriormente, la perforacin horizontal forma parte de la tecnologa
de la perforacin direccional y se define como el proceso de
perforar pozos desde la superficie a la profundidad objetivo justo
por encima del yacimiento que se desea alcanzar a travs de la
desviacin del pozo desde un plano vertical que se acerca a una
curva, que generalmente posee un radio de 300 a 500 pies, la cual
intersecta al yacimiento con una inclinacin casi horizontal.
Posiblemente la implementacin de equipos y herramientas para la
perforacin direccional y horizontal sean muy costos pero no es
comparado con los riesgos y mayores costos que nos evita la
realizacin de estas operaciones especiales, sin contar el aumento
de produccin que nos generan. Algunas ventajas de la perforacin
direccional y horizontal son:
Dar con blancos que no pueden ser encontrados a travs de pozos
verticales: Algunos yacimientos estn localizados bajo ciudades o
terrenos donde es imposible o prohibida la perforacin.
Fig. 11.- Objetivos que no pueden ser alcanzados a travs de la
perforacin vertical. Drenar una amplia rea desde una sola
plataforma de perforacin.
Fig. 12.- Amplia rea de drene a travs de una sola plataforma.
Incrementar la longitud de la zona productora dentro de la roca
objetivo: Por ejemplo si la capa de roca es de un espesor delgado
de cinco pies aproximadamente, un pozo vertical no se aprovechara
al mximo en comparacin a una perforacin horizontal de 5,000
pies.
Fig. 13.- Incremento de longitud en el rea productora.
Mejorar la produccin de los pozos: Esto se hace mediante la
perforacin en una direccin que intersecte el mximo nmero de
fracturas.
Fig. 14.- Mejora de produccin de yacimientos fracturados. Sellar
o aliviar la presin en pozo fuera de control.
Fig. 15.- Sello/Alivio de pozo descontrolado. En yacimientos de
lutitas con gas es muy recomendable el uso de la perforacin
horizontal, empleando longitudes laterales superiores a los 10,000
pies 3,000 metros dentro de la capa de lutitas con el objetivo de
crear una superficie mxima del pozo en contacto con la capa de
lutitas. Una de las formas ms comunes de perforar un yacimiento de
lutitas gasferas consiste en la construccin de una plataforma de
pozos o well pad las cuales llegan a medir de 3 a 5 acres, donde
generalmente se realizan formaciones de entre 6 y 8 pozos
horizontales perforados secuencialmente en hileras paralelas, esto
se debo a que un nico pozo, perforado verticalmente a una
profundidad de 2 km y posteriormente perforando horizontalmente a
1.2 km remueve alrededor de 140 m3 de tierra, por lo que una
plataforma promedio remueve alrededor de 830 m3, casi diez veces ms
que un pozo convencional perforado a 2km de profundidad. Cada
plataforma puede acceder nicamente a una pequea rea del yacimiento
que planea explotarse, por lo que es comn que se dispongan mltiples
plataformas sobre el mismo, requiriendo una superficie lo
suficientemente grande como para permitir el despliegue y
almacenaje de los equipos necesarios.
Fig. 16.- Plataforma de 24 pozos con arreglo horizontal de seis
pozos. El plan de perforacin para la obtencin de Gas de Lutitas se
realiza a travs de varias etapas, la secuencia de estas etapas son:
1. Se realiza un pozo vertical, y similar a un pozo convencional,
la primera etapa de perforacin concluye debajo del primer acufero,
donde posteriormente se introduce una T.R. Superficial para aislar
la zona del acufero. 2. Se reinicia la perforacin a travs del tapn
de cemento, continuando con la perforacin vertical del pozo hasta
unos 500 pies 152 metros por encima de la futura seccin horizontal
del pozo y cementando la T.R. Intermedia, a este se punto se le
llama punto de partida o kick off point, sealando la zona donde se
iniciar la curva hasta el punto de entrada, entry point o End of
Curve (EOC), sealando el inicio de la perforacin horizontal. 3. Se
introduce sarta con motor de fondo y herramienta MWD para dar
inicio a la perforacin en ngulo o build up. La distancia para
generar la curva desde el punto de partida hasta donde inicial el
pozo horizontal es aproximadamente de 400 metros, una vez
completada la curva, se inicia la perforacin en la zona horizontal
del pozo conocida como La lateral. Cada una de los tubos mide
aproximadamente nueve metros y pesa 495 libras, por lo que para
perforar una distancia de 3,200 metros se requiere de 350 tubos de
perforacin los cuales llegan a pesar 87 toneladas. 4. Una vez
realizada la ltima etapa se introduce el revestimiento de produccin
a lo largo de toda la perforacin, bombeando cemento al espacio
anular para completa el revestimiento. 5. Terminada la cementacin,
se elimina el equipo de la torre de perforacin y se instala un
cabezal temporal y se prepara el terreno para el personal de
servicio encargado de poner el pozo a produccin, este proceso se
realiza a travs de los siguientes procedimientos:
a. Agujerear revestimiento (Se introduce un disparador mediante
una lnea de cable al revestimiento hacia la seccin objetivo y se
enva una corriente elctrica a travs del cable hacia el disparador
para activarlo). Cada de disparo llega a medir 1,000 pies
aproximadamente. b. Se retira el disparador. c. Se inicia
fracturamiento. Bsicamente, el proceso de obtencin de gas de
lutitas se reduce en las siguientes tres etapas: d. Aislamiento
(Separa los intervalos fracturados). e. Perforacin (Posteriormente
Fractura). f. Tratamiento de la fractura (Aplicacin de distintos
tipos de fluido.)
Fig. 17.- Principales etapas de la perforacin horizontal. En
Mxico, durante el 2010, se realizaron solo tres perforaciones de
Shale Gas, de los cuales solo se termino uno llamado Emergente 1,
dando inicio a su produccin en el mes de Febrero del 2012. El pozo
Emergente 1 posee las siguientes caractersticas: Programa de
Perforacin: 80.00 Das. Inicio de Perforacin: 13 de Septiembre del
2010. Termino de Perforacin: 30 de Noviembre del 2010. Tiempo
realizado: 77.88 Das. Costo Programado: $106.26 MM Costo Real:
$96.15 MM
A continuacin se presentar el estado mecnico empleado para la
perforacin del pozo Emergente 1 localizado en el rea de Reynosa
dentro de la formacin Eagle Ford durante el ao 2011:
Fig. 18.- Estado mecnico del pozo Emergente 1. En la imagen
anterior se muestran las etapas de la perforacin horizontal hecha
para el pozo Emergente 1, primeramente podemos observar que se
empleo un conjunto de preventores de un dimetro de 51/8 pulgadas
capaz de tolerar hasta 10,000 libras de presin con una junta o
conexin BX-169. Se realiza un pozo conductor a una profundidad de
30 metros revestida con una tubera de revestimiento de 30 pulgadas
de dimetro a 27 metros. Posteriormente inician las etapas
importantes de la perforacin: 1. Se perfora a una profundidad de
154 metros revestida con T.R. de 16 con libraje de 109 lb/pie,
resistencia a la tensin equivalente a 110 M psi (P-110) y una
conexin Hydrill HD-521 a una profundidad de 148 metros cementada
con 26.39 m3 con densidad de 1.90 gr/cc hasta superficie. 2. Se
perfora a una profundidad de 913 metros revestida con una T.R. de
11 3/4 pulgadas con un peso de 65 lb/pie, resistente a una tensin
de 110 M psi (P-110) con una conexin VAM a una profundidad de 907
metros y cementada con 27.77 m 3 con cemento de densidad 1.60 gr/cc
y 1.89 gr/cc con cima localizada a 250 metros.
3. Se perforo a una profundidad de 1960 metros revestida con una
T.R. de 95/8 de pulgada con un peso de 47 lb/pie con una
resistencia a la tensin de 80,000 psi (L-80) y conexin VFJL a una
profundidad de 1954 metros y cementada con 14.06 m 3 con una
densidad de 1.60 gr/cc y 1.89 gr/cc con cima localizada a 800
metros a travs de una circulacin parcial. 4. Se procede con el
agujero piloto a un profundidad total de 2550 metros y se realiza
el primer tapn de cemento en un intervalo de 2450 metros a 2500
metros, posteriormente se realiza el segundo tapn de cemento en un
intervalo de 1965 metros a 2155 metros. 5. Se programa Kick off
point a 2024 metros hasta el punto de entrada o End of Curve
localizado a 2779 metros desarrollados con un ngulo mximo de 90.4 a
3870 metros desarrollados. 6. Se perfora a una profundidad de 4071
metros desarrollados y revestido con una T.R. de 51/2 pulgadas con
un peso de 23 lb/pie, una resistencia a la tensin de 95,000 psi
(TRC-95) y una conexin HD-563 a una profundidad de 1787 metros
verticales y revestida nuevamente con una tubera de revestimiento
Liner de 41/2 de pulgada con un libraje de 15.1 lb/pie con una
resistencia a la tensin de 110,000 psi (P-110) y una conexin HD-513
a una profundidad de 4068 metros desarrollados, se coloc cople
flotador a 4040 metros desarrollados y se cemento con 72.62 m3 de
cemento con una cima localizada a 1600 metros con una circulacin
normal. En la siguiente imagen se muestra el estado mecnico de las
fracturas realizadas en el pozo Emergente 1:
Fig. 19.- Estado mecnico de fracturas. En la etapa de
fracturamiento se realizaron las siguientes operaciones: 1. Se lavo
con unidad de tubera flexible (UTF) a una profundidad de 4040
metros desarrollados 2. Se realizo dos grupos de fractura, a
continuacin se presentan los datos de cada grupo: Grupo de
Fracturas 1: Fecha: 12-Enero-2011 Intervalos disparados: 1. Int. 4:
3980.0 3980.4 metros. 2. Int. 3: 4003.1 4003.63 metros. 3. Int. 2:
4014.9 4015.83 metros. 4. Int. 1: 4029.86 4030.15 metros. Presin de
bomba administrada: No se tiene datos. Presin de ruptura: 4380 psi.
Vol. de cido: 2000 galones de HCL al 15%. Cantidad de agente
apuntalante (Arena): 531 sacos malla 100. Grupo de Fracturas 2:
Fecha: 20-Enero-2011 Intervalos disparados:
1. Int. 4: 3906 3906.6 metros. 2. Int. 3: 3923 3923.6 metros. 3.
Int. 2: 3940 3940.6 metros. 4. Int. 1: 3957 3957.6 metros. Presin
de bomba administrada: 5300 psi. Presin de ruptura: 5050 psi. Vol.
de cido: 4000 galones de HCL al 15%. Cantidad de agente
apuntalante: 579 sacos malla 100. 3. Se coloca tapn perforable a
3896 metros.
Fig. 20.- Estado mecnico de fracturas (2da Etapa).
En esta segunda etapa, se completo los restantes quince grupos
de fracturas conformadas por fracturas en tres intervalos, desde
2826 metros a 3886 metros desarrollados, y se coloco tapones
perforables a 3824 metros y a 3756 metros desarrollados despus de
haber fracturado el grupo quince y posteriormente el grupo catorce.
Por ltimo se moli con unidad de tubera flexible (UTF) a 4040
metros. Se presentaron complicaciones en el tramo de T.F. a 3362
metros de profundidad sealando un pez de molino de cinco aletas de
31/2 de pulgada con un motor de fondo de 27/8 de pulgada, junta de
circulacin de 27/8 de pulgada y junta de seguridad de 27/8 de
pulgada. La longitud total del pez fue de 5.2 metros.
Fracturamiento Hidrulico El fracturamiento hidrulico es el
bombeo de un fluido viscoso a un alto gasto y a una presin mayor a
la presin de fractura de la formacin, creando una fractura, la cual
puede mantenerse abierta una vez que se libera la presin de bombeo,
mediante la colocacin de agentes apuntalantes en el caso de la
arena, o la adicin de sistemas cidos que graban las paredes de la
fractura de manera heterognea, por la disolucin del material de la
roca al contacto con el cido.
Fig. 21.- Fracturamiento Hidrulico. En general, los tratamientos
de fracturamiento hidrulico son utilizados para incrementar el
ndice de productividad de un pozo productor o el ndice de
inyectividad en un pozo inyector. Hay muchas aplicaciones del
fracturamiento hidrulico, por ejemplo: puede aumentar el gasto de
aceite y/o gas de yacimientos de baja permeabilidad, aumentar el
gasto de aceite y/o gas de pozos que han sido daados, conectar
fracturas naturales con el pozo, disminuir la cada de presin
alrededor del pozo, para minimizar problemas con el depsito de
parafinas y asfltenos, o aumentar el rea de drene o la cantidad de
formacin en contacto con el pozo. Un yacimiento de baja
permeabilidad es aquel que tiene alta resistencia al flujo de
fluidos. En muchas formaciones, los procesos fsicos y/o qumicos
alteran a la roca a lo largo del tiempo geolgico. A veces, los
procesos diagenticos restringen la abertura de la roca y reduce la
habilidad de que fluyan los fluidos a travs de ella. Las
formaciones con baja permeabilidad normalmente son excelentes
candidatos para un fracturamiento hidrulico. Si hacemos a un lado
la permeabilidad, un yacimiento puede daarse cuando se perfora un
pozo, cuando se coloca la tubera de revestimiento o cuando se hacen
las labores de cementacin. El dao ocurre debido a que cuando se
perfora y termina un pozo se alteran los poros y la entrada de cada
uno de ellos. Cuando los poros se taponan, la permeabilidad se
reduce, y el flujo de fluidos en la porcin daada puede reducirse
sustancialmente. El dao puede ser muy severo en yacimientos
naturalmente fracturados.
En muchos casos, especialmente en formaciones de baja
permeabilidad, yacimientos daados o en pozos horizontales en
diferentes capas, el pozo podra ser rentable si se realizara un
buen fracturamiento hidrulico. Para muchos ingenieros petroleros,
la investigacin de informacin completa y exacta es a menudo, la
parte que ms lleva tiempo para disear el fracturamiento hidrulico.
La informacin requerida para disear el modelo de fracturamiento y
el modelo de simulacin puede dividirse en dos grupos: la informacin
que puede controlar un ingeniero y la informacin que debe medirse o
estimarse, pero no controlarse. La informacin que puede controlar
un ingeniero es la concerniente a los detalles de terminacin del
pozo, volumen del tratamiento, volumen del colchn (Pad), gasto de
inyeccin, viscosidad y densidad del fluido fracturante, prdidas,
tipo y volumen del apuntalante y del aditivo. La informacin que
debe medirse es la profundidad de la formacin, permeabilidad,
esfuerzos in-situ en la formacin y en sus alrededores, modelo de la
formacin, presin de yacimiento, porosidad, compresibilidad de la
formacin y espesor del yacimiento (espesor bruto, espesor neto del
intervalo productor de aceite y/o gas, espesor permeable que es el
que aceptar la prdida de fluidos durante el fracturamiento). Los
fracturamientos hidrulicos se clasifican en: Fracturamientos
hidrulicos con agentes apuntalantes Fracturamientos hidrulicos
cidos Esta clasificacin depende del material empleado para crear o
mantener abierta la fractura. Los tratamientos de fracturamiento
hidrulico son de suma importancia ya que una aplicacin exitosa
puede generar muchos beneficios, entre ellos: Tener recuperaciones
comerciales de hidrocarburos en formaciones de muy baja
permeabilidad. Recuperacin de produccin en intervalos severamente
daados. Incremento de las reservas recuperables. Conexin del pozo
con sistemas naturales aislados, permeables y/o fracturados.
Incremento del rea de drene efectiva. Aumento en la estabilidad del
agujero. Incremento en la eficiencia de proyectos de recuperacin
mejorada. Mejorar el almacenamiento en el subsuelo. Se puede
aplicar en todo tipo de formaciones, yacimientos y pozos.
El tratamiento con fracturamiento hidrulico puede aplicarse en
un pozo por una o varias de las siguientes razones: Rebasar el dao
presente en la formacin para restablecer y/o mejorar el ndice de
productividad. Generar un canal altamente conductivo en la
formacin. Modificar el flujo de fluidos en la formacin.
Fracturamiento Hidrulico con agentes apuntalantes Este proceso
consiste en bombear un fluido de alta viscosidad llamado fluido
fracturante; dicho fluido tiene como objetivo generar o producir
una ruptura en la formacin y extenderla ms all del punto de falla,
de tal forma que permita colocar el apuntalante para mantener
abierta la fractura creada una vez que se libere la presin de
bombeo, la misma que rompe la formacin y logra al mismo tiempo
propagar la fractura a travs del yacimiento. Se aplica
principalmente en formaciones de arenas de muy baja permeabilidad.
Normalmente, en un fracturamiento hidrulico apuntalado la secuencia
de bombeo de los fluidos se realiza siguiendo el siguiente proceso:
1. Bombeo de un volumen de precolchn, se conoce como Pad, de
salmuera o gel lineal, con objeto de obtener parmetros de la
formacin y poder optimizar el diseo propuesto. A este tipo de
operacin se le conoce como Mini-frac, permite determinar: la presin
de fractura, el gradiente de fractura, gasto mximo de fractura,
presin de cierre instantneo y eficiencia de prdida de fluido;
parmetros importantes para el diseo de fracturamiento y la geometra
de la fractura. 2. Bombear un colchn de gel lineal como fluido
fracturante para generar la ruptura de la roca de la formacin y dar
las dimensiones de la geometra de la fractura. 3. Bombear gel de
fractura con agente apuntalante para mantener abierta la fractura
generada. Para poder tener un control de la operacin se tiene que
realizar una serie de registros a detalle de los siguientes
parmetros: a. Presin b. Gasto de bombeo c. Concentracin del
apuntalante d. Concentracin de aditivos e. Condiciones del fluido
fracturante (viscosidad, mojabilidad, etc.) Durante el proceso de
fracturamiento hidrulico, como medida de control de calidad se debe
monitorear en superficie las siguientes presiones: Presin de
ruptura: es el punto en el cual la formacin falla y se rompe.
Presin de bombeo: presin requerida para fracturar y extender la
fractura a un gasto constante. Presin de cierre instantneo: es la
presin obtenida al liberar la presin de bombeo, y desaparecer las
presiones de friccin, quedando slo la presin interna dentro de la
fractura y la columna hidrosttica en el pozo.
Fig. 22.- Diferentes tipos de agentes apuntalantes.
Presin De Fractura La presin de fractura es la presin necesaria
para mantener abierta la fractura y propagarla ms all del punto de
ruptura. Presin De Cierre Se conoce como pt. Es la presin de fondo
a la cual la fractura no apuntalada se cierra. Es un esfuerzo
global, promedio de la formacin y es diferente al esfuerzo mnimo,
el cual es un dato local y vara para toda la zona de inters. Presin
Instantnea Al Detener El Bombeo, Isip Es la presin de fondo
correspondiente al gasto de inyeccin cero. La presin ISIP se puede
obtener grficamente a partir de la informacin de la inyeccin del
fluido, como la presin correspondiente a la interseccin entre la
tangente a la declinada de la presin y la vertical trazada al
tiempo correspondiente a un gasto de inyeccin igual a 0. Presin
Neta Se conoce como pnet. A la diferencia entre la presin en
cualquier punto en la fractura y la presin a la cual la fractura se
cierra, en forma matemtica se expresa de la siguiente forma La
presin neta se genera por la cada de presin debajo de la fractura
causada por el flujo de un fluido viscoso. En muchas formaciones,
esta cada de presin es dominada por la presin en aumento cerca del
inicio de la fractura cuando se empieza a propagar. El perfil de la
presin neta controla la distribucin tanto de la altura como del
ancho a lo largo de la fractura. Fsicamente hablando, es la presin
que se necesita para que la fractura quede abierta y. se propague.
Si la pt es cero, significa que la fractura se encuentra cerrada.
El comportamiento de la presin neta es utilizado para estimar el
comportamiento del crecimiento de la fractura, es decir, estima si
la fractura crece longitudinal y verticalmente, adems de indicar si
existe arenamiento. La presin de cierre es una propiedad constante
de la formacin y depende fuertemente de la presin de poro. La
presin neta es un dato muy importante debido a que los ingenieros
necesitan conocerla para disear el tratamiento de fractura, para
realizar anlisis de las presiones de fracturamiento en el lugar y
para realizar anlisis de las presiones despus del fracturamiento.
Presin De Friccin Total Y Presin De Friccin En La Cercana Del Pozo
La presin de friccin se refiere a la porcin de las prdidas de
presin mientras los fluidos se encuentran en movimiento a travs de
la tubera. La presin de friccin total es calculada con las
mediciones de presin de superficie, mientras que la presin de
friccin en la cercana del pozo, es calculada con las mediciones de
presin de fondo. Direccin De La Fractura La fractura se propaga
perpendicularmente al esfuerzo mnimo principal ejercido sobre el
yacimiento, es decir; para que se inicie la fractura, la presin de
bombeo del fluido en la cara de la formacin debe ser mayor a este
esfuerzo mnimo.
La fractura hidrulica se propagar perpendicularmente hacia la
zona donde se tenga el menor esfuerzo principal. En algunas
formaciones someras, el menor esfuerzo principal es el esfuerzo de
sobrecarga; esto provocar una fractura horizontal. En yacimientos
con una profundidad mayor a 1000 pies, el menor esfuerzo principal
probablemente ser horizontal; resultando una fractura vertical.
Conductividad De La Fractura La conductividad de la fractura es el
producto del ancho de la fractura apuntalada y de la permeabilidad
del agente apuntalante. La permeabilidad de todos los agentes
apuntalantes usados comnmente (arenas y los apuntalados cermicos)
son de 100 a 200 darcys cuando ningn esfuerzo se haya aplicado. Sin
embargo, la conductividad de la fractura disminuir durante la vida
del pozo debido al aumento del esfuerzo sobre los agentes
apuntalados, la corrosin bajo tensin afecta la fuerza del
apuntalante, aplaste del apuntalante, empotramiento del apuntalante
dentro de la formacin y dao resultante del gel remanente o prdidas
de aditivos. El esfuerzo efectivo sobre el agente apuntalante es la
diferencia entre el esfuerzo in- situ y la presin fluyendo en la
fractura. Cuando el pozo est produciendo, el esfuerzo efectivo
sobre el agente apuntalante, aumentar normalmente debido a la
disminucin de la presin de fondo fluyendo. El esfuerzo in-situ
disminuir con el tiempo conforme declina la presin en el
yacimiento. Para pozos someros, donde el esfuerzo efectivo es menor
a 6000 psi, la arena puede usarse para crear fracturas altamente
conductivas. Conforme aumenta el esfuerzo efectivo a valores muy
grandes, se deben de utilizar apuntalantes ms caros debido a que
necesitan tener una alta resistencia, para crear una fractura
altamente conductiva. En la seleccin del agente apuntalante se debe
de escoger aquel que mantenga una conductividad suficiente despus
de que se ha incrustado y empotrado; tambin deben de considerarse
los efectos de flujo nodarciano, flujo multifsico y el dao que
pueda causar el fluido. Geometra De La Fractura Es un rea del
fracturamiento multi-etapas muy importante, donde el objetivo
principal es saber las caractersticas y dimensiones correctas de la
fractura, para poder as optimizar la operacin. Cuando se tiene un
buen conocimiento de estas caractersticas, se puede tener ms
control en la operacin, para que sta resulte exitosa, ya que
incluso se podran disminuir los costos. La geometra de la fractura
puede aproximarse por medio de modelos que toman en cuenta las
propiedades mecnicas de la roca, del fluido fracturante,
condiciones de inyeccin del fluido y los esfuerzos y su distribucin
en el medio poroso. Para poder tener una buena propagacin de la
fractura, se tienen que considerar estas dos leyes: Entender los
principios fundamentales, tales como las leyes de momento, masa y
energa. Criterio de propagacin, por ejemplo, los factores que
causan que la fractura avance.
Esto incluye interacciones con la roca, fluido y la distribucin
de energa. Los modelos de geometra de fractura se dividen en tres
categoras: Segunda Dimensin (2D). Pseudo Tercera Dimensin (p3D).
Tercera Dimensin (3D). La fractura es discretizada, y dentro de
cada bloque se hacen clculos basndose en las leyes fundamentales y
criterios. La fractura se propagar vertical y lateralmente, y algn
cambio en la direccin planeada originalmente, dependiendo de la
distribucin de esfuerzos local y de las propiedades de la roca. En
los modelos en 2D, se tienen aproximaciones analticas suponiendo
que la altura de la fractura es constante. Hay dos modelos
exclusivos que se utilizan para el modelado de fracturas. Para
fracturas con una longitud mucho ms grande que la altura, xf hf, se
utiliza el modelo de Perkins, Kern y Nordgren o PKN, ya que da
mejores aproximaciones. Cuando se tiene x f hf, el modelo apropiado
es el presentado por Khristianovlc, Zheltov, Geertsma y Klerk o
KGD. La mecnica de la roca es un factor muy importante para poder
disear la fractura, y saber cmo se va a ir desarrollando y que
posibles resultados se obtendrn. La mecnica de rocas controla y
manipula los siguientes conceptos con el propsito de disear un
modelo del comportamiento de una fractura: La mecnica de rocas
controla el proceso de bombeo Los tres esfuerzos principales que
definen la mecnica de la fractura El Modulo de Young y la relacin
de Poisson definen el esfuerzo mnimo horizontal La presin neta
controla la geometra de la fractura
Fig. 23.- Geometra de la fractura.
Tamao De La Fractura La altura de la fractura efectiva es
aquella altura de la fractura abierta al flujo una vez que es
liberada la presin de bombeo, comnmente denominada como hf. La
altura es controlada por la mecnica de las rocas que incluye el
perfil de esfuerzos in-situ de la formacin y la presin neta. A
medida que aumenta la diferencia entre el perfil de esfuerzos (Ao)
de los estratos de la formacin, la altura de la fractura se reduce
y la longitud de la fractura aumenta (ideal para el
fracturamiento); en cambio si Ao disminuye, la altura de la
fractura crece y la longitud de la fractura se reduce (no
conveniente para el fracturamiento ya que se puede conectar los
casquetes de gas y el control de agua). Si la presin neta es menor
al diferencial de los perfiles de esfuerzos (pnat < Ao), la
fractura hidrulica creada ser perfectamente confinada en el espesor
de la formacin productora. Respecto al ancho de la fractura, nos
referimos a ella como la amplitud de la fractura formada a lo largo
de la longitud y altura creada abierta al flujo, una vez liberada
la presin de bombeo.
Mdulo De Young Es la propiedad elstica de la roca segn la
direccin en la que se aplica una fuerza. Es un parmetro
extremadamente importante en los procesos de fracturamiento
hidrulico, que se obtiene a travs de pruebas de laboratorio con
ncleos de formacin, de tal manera, que permite determinar la
propiedad esttica lineal de la roca, por lo que convierte a este
concepto en el nico parmetro utilizado en el diseo de una fractura
que puede medirse mediante pruebas de laboratorio. Relacin De
Poisson Tambin conocido como Coeficiente de Poisson (v), es una
propiedad mecnica de la roca que relaciona la expansin lateral con
la contraccin longitudinal. Optimizacin Del Tamao De La Fractura
Cuando se implementa un fracturamiento hidrulico, la meta a la que
se tiene que llegar es a obtener una fractura ptima con la que se
puedan obtener canales de alta conductividad. Holditch en 1978,
estudi el efecto de la longitud de la fractura apuntalada y el rea
de drene en yacimientos de baja permeabilidad. A continuacin se
presentan algunas observaciones post - tratamiento: Conforme
aumente la longitud de la fractura apuntalada, la produccin
acumulada aumentar y los ingresos de la venta de hidrocarburos
tambin aumentar. Conforme aumente la longitud de la fractura,
disminuye el beneficio incremental (la cantidad de recursos
generados por pie de la longitud de una fractura apuntalada
adicional). Conforme aumenta el volumen de tratamiento, la longitud
de la fractura aumenta. Conforme aumenta la longitud de la
fractura, el costo incremental por cada pie de fractura aumenta
(costo/pie de longitud de la fractura apuntalada). Cuando el costo
incremental del tratamiento se compara con el beneficio
incremental, se muestra un aumento del volumen del tratamiento.
Gradiente De Fractura Es la relacin entre la presin de fractura y
la profundidad de la formacin. Los valores numricos del gradiente
de fractura aplicados en las fracturas verticales, son
caractersticos para cada formacin, puesto que estn directamente
relacionados con la presin que depende del comportamiento mecnico
de la roca. Adems, para el mismo caso de fracturas verticales, la
presin de fractura est en funcin de la presin de poro, por lo
tanto, el gradiente de fractura variar de acuerdo a ste factor. En
un yacimiento de explotacin reciente, el gradiente de fractura
tendr un valor mayor comparado con ese mismo yacimiento. La
orientacin de la fractura puede ser estimada dependiendo del valor
calculado del gradiente de fractura, por lo tanto se tiene que: Gf
< 0.23 kg/cm2/m 1.0 psi/pie, la fractura puede ser vertical. Gf
> 0.23 kg/cm2/m 1.0 psi/pie, la fractura puede ser
horizontal.
Gf > 0.28 kg/cm2/m, se define como una anomala debida a la
restriccin de la formacin (taponamiento o falta de permeabilidad).
Perfil De Esfuerzos Existen dos esfuerzos principales de compresin,
las cuales son diferentes entre s y mutuamente perpendiculares.
Esfuerzo de sobrecarga ().- Es el esfuerzo debido al peso de la
roca de la formacin superpuesta al yacimiento. Tiene un rango de
gradiente de sobrecarga de entre 1.01.1 psi/pie. Esfuerzos
horizontales.- Es la primera consecuencia del esfuerzo de
sobrecarga, presin del yacimiento y fuerzas tectnicas o Gradiente
del esfuerzo horizontal mnimo (o2) (0min): 0.3 - 0.9 psi/pie. o
Gradiente del esfuerzo horizontal mximo (o3) (0mx): 1.0-1.5
psi/pie. Estos esfuerzos normalmente son compresivos, anisotrpicos
y no homogneos, lo cual significa que los esfuerzos compresivos
sobre la roca no son iguales y varan en magnitud en la misma
direccin. La magnitud y direccin de los principales esfuerzos son
importantes debido a que controlan la presin requerida para crear y
propagar la fractura, la forma y extensin vertical, la direccin de
la fractura, y los esfuerzos tratan de aplastar y/o incrustar el
agente apuntalante. Es importante conocer la magnitud de los
esfuerzos principales de compresin. El contraste entre los
esfuerzos permitir determinar el comportamiento de la fractura en
el plano vertical. Es decir, si no existe contraste importante en
los esfuerzos de dos capas vecinas, es posible predecir que la
fractura crecer verticalmente. El perfil de esfuerzos se puede
calcular a partir de los registros geofsicos del pozo,
principalmente de los perfiles snicos, empleando relaciones
empricas. Sin embargo, el perfil de esfuerzos necesita ser ajustado
con los datos obtenidos durante la prueba de Mini-Frac,
particularmente la presin de cierre (pc) y la presin instantnea al
detener el bombeo (ISIP). Fracturamiento Hidrulico cido Definicin
De Fracturamiento Hidrulico cido Adems del fracturamiento hidrulico
apuntalado, otra operacin dirigida al aumento de la produccin o
potencialidad de los pozos que constituyen los campos, est dada por
la fractura hidrulica cida, encaminadas hacia formaciones de
carbonatos. Es un proceso de fracturamiento en el cual se inyecta o
bombea el fluido cido por encima de la presin de fractura rompiendo
la formacin, con la finalidad de crear un canal altamente
conductivo, con una longitud suficiente para mejorar la comunicacin
en el sistema yacimiento-pozo y por consiguiente un incremento en
la produccin del pozo. Este tipo de fractura es aplicada a
yacimientos de carbonatos (caliza, dolomas y en tizas, dependiendo
de su grabado). La longitud y el grabado de la fractura dependern
principalmente del tipo y concentracin del cido, composicin
mineralgica de la roca, temperatura y velocidad de reaccin, entre
otras.
Las diferencias principales entre el fracturamiento apuntalado y
el cido, radican en que los fluidos empleados en el primer
tratamiento no reaccionan con los materiales de la roca, no siendo
as para el caso de los fracturamientos cidos, donde se presentan
reacciones qumicas entre los sistemas cidos empleados y los
minerales de la roca. Comnmente en este tipo de operaciones se
utiliza el cido clorhdrico (HCI) como fluido principal para lograr
la disolucin del material calcreo y propagar fracturas en
formaciones solubles al cido, tales como, rocas dolomticas y
calcreas. Una de las grandes diferencias entre las fracturas
acidificadas y apuntaladas es que la conductividad en uno de ellos
se logra por el grabado heterogneo de las caras de la fractura
inducida, y el otro por la colocacin de un apuntalante dentro de la
fractura que evita que se cierre al liberarse la presin del fluido
bombeado a alto gasto. En muchos casos la preferencia de un
fracturamiento con cido se realiza debido a la tendencia de puenteo
del apuntalante y al retorno del mismo. Sin embargo, el diseo y
control de la longitud de la fractura dependen fuertemente de la
efectividad del cido dentro de la formacin para lograr una mayor
conductividad de grabado, lo cual es un parmetro muy difcil de
controlar en comparacin con la colocacin del apuntalante. El
conocimiento apropiado de la composicin mineralgica de la roca a
fracturar con cido y de los sistemas qumicos, son factores
fundamentales para definir la penetracin del cido en la formacin y
determinar la conductividad en base a los patrones de grabado
creados por la reaccin qumica entre la roca y el fluido
fracturante. La geometra de las fracturas cidas puede ser
determinada con los mismos modelos de simulacin para fracturas
apuntaladas, con la excepcin del impacto de la amplitud de grabado
sobre la relacin de presin-amplitud. Sin embargo, se deben
considerar ciertos aspectos en un fracturamiento cido: Transporte
del cido y la reaccin qumica haca la roca. Transferencia de calor,
ya que la velocidad de reaccin del cido se incrementa al aumentar
la temperatura. Prdida de fluido, a mayor prdida del sistema cido
menor penetracin. Factores Que Afectan El Comportamiento Del cido
En Formaciones De Carbonatos PRDIDAS DE CIDO HACIA LA FORMACIN.- La
prdida de fluido hacia la formacin durante el proceso de
acidificacin limita la extensin de las fracturas y su grabado,
acentundose aun ms en carbonates naturalmente fracturados. Durante
un fracturamiento cido, la presin de tratamiento disminuye
continuamente, debido a las prdidas de cido hacia la formacin
cuando se crean los "agujeros de gusano (wormholes). El objetivo
fundamental de un fracturamiento cido es lograr la creacin de una
"fractura" lo ms larga posible controlando a su vez la cantidad de
agujeros de gusanos en su trayectoria. El crecimiento de la
longitud de la fractura se ve afectado cuando se igualan el gasto
de inyeccin o bombeo con la prdida hacia la formacin. AGUJEROS DE
GUSANO.- El cido vivo penetra en la formacin interconectando todos
los espacios porosos formndose los llamados agujeros de gusano
(wormholes), los mismos, pueden penetrar una longitud considerable
dentro de la formacin. Una vez que los agujeros de gusano son
desarrollados, se incrementa la cantidad de cido perdido hacia la
formacin. Los agujeros de gusano desvan grandes volmenes de cido
profundamente dentro del sistema primario de fracturas, estos
volmenes no pueden ser utilizados para grabar la cara de la
fractura principal, de all que constituye una limitacin en
crecimiento. El control de prdida de fluidos en la formacin y la
temperatura son factores influyentes en el crecimiento de los
agujeros de gusano.
FISURAS Y FRACTURAS NATURALES.- Las formaciones de carbonatos
normalmente son ms fisuradas que las areniscas. Las fisuras
representan una trayectoria particular de menos resistencia para el
cido. Generalmente la cantidad recibida de fluido a travs de las
fisuras y agujeros de gusano es proporcional a la cantidad de cido
bombeado durante un trabajo de fracturamiento hidrulico. Un
yacimiento puede contener muchas fisuras o fracturas naturales por
las cuales se puede perder el cido limitndose de esta forma el
crecimiento en longitud de la fractura grabada. En yacimientos
naturalmente fracturados o con un tren de fisuras considerables, el
control del crecimiento de la longitud de la fractura grabada es
limitado, de ah que en muchos de los casos, se logra crear una
longitud corta con muchos agujeros de gusano. Conductividad De La
Fractura cida La conductividad creada por un fracturamiento cido es
mucho menor a la creada por un fracturamiento apuntalado. Para
lograr una mayor conductividad de la fractura cida, el grabado de
las caras de la fractura realizado por el cido no deber ser
uniforme, a fin de asegurar que los canales de flujo creados no se
cierren al liberarse la presin del fluido fracturante.
Afortunadamente, en la mayora de los casos el grabado del cido en
la roca no es uniforme, debido a la heterogeneidad de la composicin
mineralgica de la roca y a la formacin de agujeros de gusano al
reaccionar el cido con la roca contactada, generando con ello la
formacin de numerosos canales horizontales en forma de
ramificaciones. Para crear una fractura de alta profundidad y
conductividad es necesario controlar la prdida del fluido
fracturante, mediante la creacin de un enjarre en las paredes
internas de la fractura. Los principales componentes de control de
prdida son: Desplazamiento y compresin de los fluidos de
yacimiento. Baja prdida de fluido fracturante antes de la generacin
del enjarre. Creacin de un enjarre en las paredes de la fractura.
Invasin de la formacin de los componentes del fluido fracturante.
Prdidas Del Fluido cido El control de la prdida de fluidos durante
un trabajo de fractura hidrulica cida en formaciones de carbonatos
presenta problemas debido a la reactividad del cido con estas, es
por ello, que se han desarrollado varios aditivos y tcnicas para
controlar la prdida de fluidos, entre los cuales se pueden
mencionar los siguientes: BOMBEO DEL GEL BASE AGUA ALTERNADO CON
ETAPAS DE CIDO.- Con la finalidad de crear un enjarre que pueda
actuar como una barrera para impedir la prdida de cido e iniciar el
proceso de fracturamiento cido, se colocan etapas o secuencias en
formas alternadas de baches de gel base agua y baches de cido. La
funcin principal de las diversas etapas de gel es la de sellar
temporalmente los agujeros de gusano creados durante la etapa de
bombeo de cido, haciendo una divergencia interna dentro de la roca
al tiempo que va creando la mayor cantidad y secuencias de bombeo,
adems de tratar de localizar y penetrar lo ms que se pueda la
fractura principal. Por otro lado, se considera que los primeros
baches de gel sirven adems de enfriadores de la formacin, puesto
que, la velocidad de reaccin de los cidos est en funcin de la
temperatura; de all que en formaciones profundas de alta
temperaturas es necesario enfriar
la roca para conseguir una mayor reaccin del cido vivo dentro de
la misma y mejorar entre otras cosas el grabado en las caras de la
fractura. MATERIALES DE PARTCULA FINA.- Otra forma de sellar
temporalmente los agujeros de gusano a medida que los mismos son
creados con volmenes determinados de cido, es colocando en las
etapas de gel base agua ciertos materiales de partculas finas. Los
materiales de partculas finas llenan y obturan los agujeros de
gusanos as como las fracturas naturales presentes mejorando la
eficiencia del bombeo. La slica malla 100 es el material ms
comnmente utilizado en concentraciones de 1 hasta 3 libras por
galn, un potencial problema presentado cuando se utiliza este tipo
de material es su retorno, pudiendo taponar la zona productora o
bien los accesorios del cabezal de produccin a nivel de superficie.
Para el uso de este tipo de tcnica se requiere que el yacimiento
tenga suficiente energa para ayudar en el desalojo y limpieza del
material obturante, sin embargo, hoy en da est tcnica no es
utilizada. CIDO GELIFICADO.- Otra forma de evitar la prdida de cido
es gelificando el mismo. Un lquido viscoso tiene menos tendencia a
invadir los poros abiertos (y por ende su prdida es menor) que un
fluido de poca viscosidad. Este mtodo de control ha llegado a ser
ampliamente utilizado con el desarrollo de agentes gelificantes en
medios cidos ms estables. Algunos sistemas de cidos viscosos, como
los cidos gelificados para el control de prdidas son muy eficaces.
Estos fluidos cidos gelificados base polmeros, tienen baja
viscosidad inicial adems de una baja friccin, lo que origina bajas
presiones durante la inyeccin y colocacin en el fondo y en
superficie. En el momento que ocurre la prdida de fluidos, los
sistemas de cidos gelificados para el control de stas desarrollan
temporalmente grandes viscosidades, bloqueando el crecimiento de
los agujeros de gusano y retardando adems la entrada de cido en las
fracturas naturales. Esto permite tener un mejor control en el
crecimiento de la fractura grabada. RESINAS SOLUBLES EN ACEITE.- La
limitacin principal de las resinas solubles en el aceite es la alta
concentracin que requiere ser agregada, por tanto, el costo del
producto es un elemento de evaluacin. En Mxico, este tipo de
sistemas no se utiliza pero puede ser un rea de oportunidad a
aplicarse. Concentracin y Volmenes Utilizados En Fracturamientos
Con cidos En la industria petrolera, el cido clorhdrico (HCI)
constituye el elemento ms utilizado en la preparacin de sistemas
cidos para ser empleado en tratamientos de limpiezas,
acidificaciones matriciales y fracturamiento cido, se caracteriza
por ser un cido mineral fuerte, con un alto poder de disolucin en
formaciones de carbonatos y por su bajo costo. Su limitante de uso
es la temperatura, normalmente se emplea a temperaturas no mayores
a 1302C. En formaciones de temperaturas mayores a los 130SC, el uso
de sistemas cidos orgnicos tales como el frmico (HCOOH) y el actico
(CH3COOH) son recomendables formndose mezclas con HCI o solos, segn
sea el caso. El poder de disolucin de los cidos orgnicos es menor
que el del cido clorhdrico, de ah que los primeros se consideran
cidos dbiles. Los cidos orgnicos tienen la caracterstica de ser ms
fciles de inhibir contra la corrosin que el cido clorhdrico y
tambin son utilizados como secuestrantes del in frrico (Fe+3).
Cuando los cidos orgnicos se mezclan con cido clorhdrico la reaccin
es retardada, permitiendo con ello tener una mayor penetracin de
fractura grabada originando una mayor
conductividad. La ecuacin qumica para las reacciones del HCI con
las rocas caliza (CaCO) y doloma (CaMg(C03)2) se muestran en forma
de balance estequiomtrico. Los productos de la reaccin son solubles
en agua y se pueden recuperar fcilmente una vez que el pozo inicie
el proceso de limpieza. Reaccin de calizas con el HCI o 2HCI +
CaC03 - CaCI2+C02 + H20 Reaccin de dolomas con el HCI o 4HCI +
CaMg(C03)2 -> CaCI2 + MgCI2 + 2C02 +2H20 Los productos de la
reaccin qumica entre el HCI y las calizas o dolomas son: sal de
cloruro de calcio, sal de cloruro de magnesio, dixido de carbono
(gas) y agua. El cido clorhdrico se inhibe, estabiliza, retarda,
gelifica, y se mezcla con otros cidos, es espumado y emulsionado.
Otros aditivos utilizados con el cido clorhdrico incluyen a los
reductores de friccin, reductores de tensin superficial, solventes
mutuales, cosolventes, solventes aromticos, aditivos para control
de prdidas, surfactantes, inhibidores de incrustaciones de CaC03,
viscosificantes, inhibidores de parafinas, agentes divergentes,
estabilizadores y secuestrantes de hierro. En los procesos de
fracturas hidrulicas cidas, las concentraciones comnmente empleadas
de HCI son de 15,20 y 28%. El cido frmico y el cido actico, tambin
reaccionan con el CaCO y el CaMg(C03)2 presentndose en este ltimo
una reaccin ms lenta. Estos cidos orgnicos (considerados cidos
dbiles) no reaccionan completamente con el carbonato de calcio y el
carbonato de magnesio presentes en la formacin. Las concentraciones
mximas a utilizar son 9% en el caso de cido frmico y 10% en el caso
del cido actico, una mayor concentracin de estos cidos originaran
altas concentraciones de sales orgnicas de calcio las cuales pueden
precipitarse en la formacin. A continuacin se muestran las
reacciones qumicas del CaC03 tanto con el cido frmico como el
actico: Reaccin del CaC03 con el cido frmico o CaC03 + 2HCOOH - H20
+ C02 +Ca(HCOO)2 (Formato de calcio) Reaccin del CaC03 con el cido
actico o CaC03 + 2CH3COOH H20 + C02 + Ca(CH3COO)2 (Acetato de
calcio) La expansin del gas es una fuente potencial de energa que
puede ser utilizada para el momento de apertura y limpieza del pozo
una vez finalizado el trabajo de fractura. Segn lo indicado
previamente, una cantidad dada de cido crear un proceso cido, al
lograr controlar las prdidas hacia la formacin, grandes volmenes y
concentraciones de cidos crearn mejores grabados (formando canales
profundos y extensos) y anchos en las caras de la fractura
mejorando as la conductividad final producto de mayores cantidades
disueltas de carbonato de calcio. Tcnicas y Materiales Para El
Control De La Velocidad De Reaccin Para obtener una mayor
penetracin de grabado de la roca, la velocidad de reaccin del
sistema cido con la roca debe ser controlado, por lo que, la
temperatura juega un papel sumamente importante en el control de la
reaccin. En pozos con temperaturas bajas a moderadas (602 C a 115
C) la retardacin no es tan crtica, sin embargo, en aplicaciones
mayores a los 250 sp (120 C) la retardacin de la velocidad de
reaccin puede ser muy crtica para lograr la efectividad y
eficiencia del fracturamiento.
Uno de los mtodos ms comunes de extensin de la penetracin del
cido vivo est enfocada en la inyeccin de pre colchones (PAD)
viscosos no reactivos seguidos por el sistema cido, el precolchn
reduce la velocidad de reaccin del cido, para incrementar la
amplitud de la fractura, mediante el enfriamiento de las
superficies de la fractura. Otro mtodo es mediante la utilizacin de
cidos orgnicos (cidos actico y/o frmico), los cuales son utilizados
como retardadores de cido. Las mezclas de estos cidos de ionizacin
dbil con el cido clorhdrico permiten retardar la reaccin con la
roca, permitiendo con ello que el grabado de la misma sea de mayor
penetracin. Diseo Del Fracturamiento Hidrulico Para poder disear un
tratamiento adecuado de fracturamiento hidrulico es necesario tener
informacin del pozo y del yacimiento, como lo es: perfil de
esfuerzos in-situ, permeabilidad de la formacin, caractersticas de
prdida de fluidos, volumen total de fluido bombeado, tipo y
cantidad del agente apuntalante, volumen del precolchn, viscosidad
del fluido de fractura, gasto de inyeccin y mdulo de la formacin.
Es necesario saber interpretar registros, ncleos, informacin de
produccin y de pruebas de presin, as como tambin de indagar toda la
informacin posible del pozo. Se debe de determinar cmo afectarn la
longitud y la conductividad de la fractura a la productividad del
pozo y al factor de recuperacin. Es recomendable hacer un anlisis
de sensibilidad para evaluar las incertidumbres, como la estimacin
de la permeabilidad y el dao. Para poder determinar la longitud
ptima y conductividad de la fractura es necesario tener en cuenta
el modelo del yacimiento y analizarlo econmicamente. Para disear un
fracturamiento hidrulico debe utilizarse la ayuda de un modelo de
propagacin de la fractura para conseguir la longitud y la
conductividad deseadas al menor costo posible. El modelo de
propagacin se utiliza para saber que necesita mezclarse y bombearse
en el pozo para mejorar los valores de la longitud de la fractura
apuntalada y la conductividad. Como se mencion anteriormente, se
debe hacer un anlisis de sensibilidad junto con el modelo de
propagacin para estimar y determinar los valores de las
caractersticas antes mencionadas. Es recomendable que se hagan
simulaciones del fracturamiento en computadora, hacer anlisis de
sensibilidad de los valores ms importantes, esto har que se tenga
un mejor diseo. Esto con el tiempo, proporcionar experiencia
respecto al rango de valores utilizados y cmo estos valores afectan
a las dimensiones de la fractura. Seleccin Del Fluido Fracturante
La seleccin del fluido fracturante es una decisin vital en el diseo
del fracturamiento hidrulico. Michael Economices desarroll una
tabla que se utiliza para seleccionar la categora del fluido
tomando como base la presin y temperatura del yacimiento, longitud
media de la fractura esperada y sensibilidad del agua. Muchos
yacimientos contienen agua, y la mayora de los yacimientos de
aceite pueden inundarse con facilidad. En consecuencia, en muchos
tratamientos de fracturamiento debe bombearse fluidos base agua que
sean adecuados al sistema. Los fluidos cidos se pueden utilizar en
carbonatos; sin embargo, en muchos yacimientos profundos de
carbonates han utilizado fluidos base agua que contienen agentes
apuntalantes exitosamente. Los fluidos base aceite se usan
solamente en yacimientos de aceite cuando se ha probado que los
fluidos base
agua no funcionan. Es ms riesgoso utilizar fluidos base aceite
que utilizar los fluidos base agua. Si este esfuerzo tiene un valor
mnimo a 6000 psi entonces se recomienda el uso de arena como
apuntalante. Si el esfuerzo efectivo mximo tiene una valor entre
6000 y 12000 psi, entonces se puede utilizar el apuntalante RCS o
uno con resistencia intermedia, dependiendo de la temperatura. Para
casos en los que el esfuerzo efectivo mximo es mayor a 12000 psi,
se debe usar un apuntalante de alta resistencia. Una manera segura
de saber qu tipo de apuntalante es el adecuado, se deben de tener
en cuenta los valores estimados de permeabilidad y la longitud
ptima de fractura. Seleccin del cido para el fracturamiento El
fracturamiento cido es la mejor aplicacin en yacimientos someros de
carbonatos de baja temperatura. La temperatura aproximada debe ser
de 2002F y el esfuerzo efectivo mximo sobre la fractura tiene que
ser menor a 5000 psi. La baja temperatura reduce la reaccin entre
el cido y la formacin, lo cual permite al cido penetrar
profundamente dentro de la fractura antes de ser usado. Los
yacimientos de dolomas son menos dctiles que los yacimientos de
calizas, por lo que los fracturamientos cidos funcionan
satisfactoriamente; sin embargo, el fracturamiento apuntalado con
fluidos base agua tambin funcionan bien. No se recomienda utilizar
fluidos de fracturamientos cidos con agentes apuntalantes. Cuando
el cido reacciona con el carbonato, los finos comienzan a migrar.
Si el apuntalante se usa con cido, pueden formarse tapones debido a
los finos, y esto puede perjudicar a la conductividad de la
fractura. En yacimientos de dolomas que contienen fracturas
naturales en abundancia, se implementa fracturamiento cido que da
mejores resultados que los fracturamientos apuntalados. En muchos
casos, es comn que se hagan mltiples fracturas; y as se puede
utilizar ms apuntalante con la finalidad de tener mejores fracturas
que tengan una buena conductividad. A menudo puede presentarse
arenamiento en la cercana del pozo si la concentracin de
apuntalante aumenta a ms de 2 o 3ppg. En casos as, es muy
recomendable utilizar fracturamiento cido. Otra consideracin es
analizar la seguridad y los costos. En yacimientos muy profundos
con alta temperatura, el costo de un fracturamiento cido puede
exceder al de un fracturamiento apuntalado. En yacimientos de alta
temperatura, se requieren qumicos muy caros para inhibir la reaccin
cida con productos de acero y retardar la reaccin con la formacin.
Obviamente, el cido debe manejarse con extrema precaucin cuando est
en campo. Cuando se bombean grandes volmenes de cido de alta
resistencia, a grandes gastos y presiones, la seguridad debe de ser
de las principales preocupaciones. Diseo del fracturamiento
hidrulico apuntalado Para poder disear adecuadamente un
fracturamiento hidrulico debe de considerarse la distancia de
penetracin ptima del cido. Como ya sabemos, debe inyectarse el
fluido de precolchn para obtener las dimensiones deseadas y as una
mayor conductividad. Cuando el cido entra en contacto con las
paredes de la fractura, la reaccin entre el cido y el carbonato es
casi instantnea, especialmente si la temperatura del cido es 2002 F
o mayor. Fracturamiento multi-etapas Debido a la necesidad de
aumentar la produccin de hidrocarburos provenientes de yacimientos
no convencionales se ha creado el fracturamiento hidrulico
multi-etapas. Esta
tecnologa se desarrollo con la finalidad de realizar un
fracturamiento hidrulico en diferentes etapas simultneamente en un
mismo pozo teniendo como ventaja una disminucin en el tiempo de
operacin y de costos. El fracturamiento hidrulico multi-etapas es
un mtodo donde se forman varias fracturas nicas; estos tratamientos
se realizan comnmente en yacimientos no convencionales. Estos
yacimientos se caracterizan por tener permeabilidad, del orden de
nano-darcys, con micro porosidad, fracturas naturales y capas muy
delgadas que contienen metano libre Debido a que las reservas de
aceite y gas estn declinando continuamente, las compaas estn
forzadas a explorar nuevas zonas que tienen condiciones extremas y
que estn ubicadas a grandes profundidades en el mar, encontrando
yacimientos no convencionales, como los que estn conformados por
lutitas gasferas o yacimientos de baja permeabilidad. Actualmente
hay hasta 20 diferentes procesos de estimulacin o fracturamiento
multi-etapas. El procedimiento ms comn para realizar un
fracturamiento hidrulico en pozos horizontales en yacimientos de
baja permeabilidad tiene contar con los siguientes aspectos para
obtener el mayor xito posible: Pozo con TR cementada Realizar las
perforaciones con pistolas TCP Realizar el fracturamiento bombeando
los fluidos Dejar fluir el pozo para recuperar los fluidos Limpiar
la TR utilizando TF o tubera articulada Aislar la fractura con un
tapn o un puente Utilizar pistolas TCP para perforar el siguiente
intervalo.
Un fracturamiento hidrulico en un pozo horizontal necesita
lograr varios objetivos incluyendo: Tener un bajo riesgo de perder
la pared lateral; es decir no daar la formacin. Eficacia en la
colocacin de las fracturas en etapas especificas a lo largo del
intervalo productor. Habilidad para dimensionar adecuadamente la
fractura, as como los volmenes de fluidos y apuntalante. Evitar
problemas en el fracturamiento tales como: excesivas fracturas
mltiples o excesiva tortuosidad en la cercana del pozo, los cuales
pueden causar avenamientos. Hacer del tratamiento un proceso
efectivo y barato, mediante la seleccin del yacimiento en especfico
y el valor de la recuperacin final estimada. Procesos de
fracturamiento multi-etapas Como ya se haba mencionado el
fracturamiento multi-etapas puede realizarse con diferentes
procesos que utilizan diversas herramientas. Esto hace que se pueda
adaptar para diferentes tipos de terminacin y condiciones del pozo.
A continuacin se describirn algunos de los procesos que se utilizan
en un fracturamiento hidrulico multi-etapas. Esferas selladoras.
Son una tecnologa muy conocida para desviar fluido de tratamiento
durante el fracturamiento hidrulico multi-etapas. En el proceso
para emplear esferas selladoras, se utilizan pistolas
convencionales que permanece en la TR durante las operaciones de
fracturamiento. Conforme cada uno de los fracturamientos se
termina, las esferas selladoras
se bombean para tapar momentneamente los orificios abiertos. Con
bombeo continuo, las esferas no permiten que haya ninguna
interrupcin y que se tenga una presin positiva sobre los asientos
para lograr un sellado efectivo. Proceso con tubera flexible
Fig. 24.- Proceso con Tubera Flexible. Hay muchos procesos de
fracturamiento hidrulico multi-etapas que utilizan TF. Por ejemplo:
Fracturamiento asistido por un sistema hidrojet (HJAF): Es una
tcnica que utiliza agua u otro fluido, a alta presin. La aplicacin
de esta tcnica puede ser en pozos horizontales con diferentes tipos
de terminacin, ya sea en agujero descubierto o entubado. El
proceso: El jet se coloca en los tneles en el plano de la fractura.
La presin de estancamiento del fluido mas la presin e el EA es lo
que crea la fractura. La presin de inyeccin mas la presin en el EA
es lo que extiende la fractura. El concepto del efecto de Bernoulli
explica como se mantiene la entrada del fluido en la fractura con
la mnima presin en el pozo. El flujo complementario del EA hace que
la fractura crezca. Perforacin con un sistema hidrojet con bombeo
por el espacio anular HPAP: A menudo se inicia en la interface
cemento/formacin y se orientara alrededor de la regin del tnel
perforado. Utiliza y un proceso de erosin para remover la roca,
luego se presenta un dao resultante en la roca, debido a la
compactacin en el tnel erosionado por lo que la fractura puede
propagarse a travs de un tnel perforado de gran dimetro, no daado y
no compactado. HPAP con desviacin con tapn de apuntalante.PPD: Este
mtodo utiliza TF, perforaciones con hidrojet, tratamiento con
almohadillas en el espacio anular y desviacin con tapones o baches
apuntalantes. Proporciona un fracturamiento muy agresivo con un
filtrado inducido, que logra una mayor conductividad entre la
vecindad del pozo y este, mientras que se gestiona una total
eficiencia del proceso. HPPA con empacador de desvo.
Reservas Shale Gas Una investigacin publicada en abril del 2011
por el U.S Energy Information Administration (EIA) evalu 48 cuencas
de shale gas en 32 pases que contenan alrededor de 70 formaciones
de shale. Las reservas tcnicamente recuperables de shale gas2 en
las cuencas de estos pases se estimaron en 6,622 Tcf (en color
rojo). Al mismo tiempo, los estimados actuales de reservas
tcnicamente recuperables de gas natural convencional en todo el
mundo son aproximadamente 16,000Tcf. Entonces, podemos decir que
las reservas mundiales de gas natural (convencional ms shale gas)
alcanzaran una cifra aproximada de 22,000 Tcf, lo que implica un
volumen 40% mayor de reservas de gas natural en el mundo.
Fig. 25.- Reservas de Shale Gas.
De los pases cubiertos en el anlisis, se identifican dos grupos
que encontrarn atractiva esta actividad: Los pases que dependen
ampliamente de las importaciones de gas natural pero que poseen
reservas significativas de shale gas: Francia, Polonia, Turqua,
Ucrania, Sudfrica, Morocco y Chile. Los pases que ya producen
montos sustanciales de gas natural y que, adems, poseen grandes
reservas de shale gas: Estados Unidos, China, Canad, Argentina,
Sudfrica, Australia, Mxico y Brasil. Asimismo el reporte aclara que
los estimados de reservas de shale gas no tienen alta certeza, sin
embargo, estos estimados son algo conservadores ya que el estudio
pudo haber excluido
pases con posibles reservas potenciales. De modo complementario,
Hug Rudnick, profesor de la Pontificia Universidad Catlica de
Chile, realiz un anlisis del impacto del shale gas sobre el mercado
de gas3 en mayo del 2011, el mismo que en trminos generales
concluye puntualizando en la posibilidad que tienen pases como
Francia, Polonia y Ucrania en reducir sus importaciones de gas
natural, mientras que Estados Unidos, Canad, Mexico y China estaran
en camino a satisfacer totalmente su demanda local de gas natural e
incluso exportarlo en el largo plazo. Por su parte Australia se
destaca entre todos los pases como aqul con mayores oportunidades
de desarrollar shale gas en el corto plazo debido a que ya cuenta
con las instalaciones necesarias para su produccin, mientras que
Argentina y Brasil resultan ser los pases de Amrica Latina que
mayor oportunidad de explotar shale gas tienen en el corto y
mediano plazo, mientras que Japn y Corea del Sur an mantendran una
participacin importante en las importaciones mundiales de gas
natural. En Per, no se han realizado trabajos de bsqueda de shale
gas, slo la empresa Maple realiz, hasta ahora, el nico
descubrimiento potencial de shale gas proveniente del pozo Santa
Rosa 1X y el pozo Cashiboya 1X en su lote 31-E en Loreto. Mercado
Norteamericano de Gas Natural En Norteamrica, la demanda neta de
importacin se incremente de 0.9 a 2.6 trillones de pies cbicos para
2035 (crecimiento anual de 3.9%) debido en gran parte por la
necesidad de Mxico de aumentar sus importaciones para satisfacer la
demanda local, la cual no puede ser satisfecha con la produccin
local. En Mxico existen actualmente dos terminales de GNL
operativos y se espera agregar terminales adicionales para el final
de la dcada. Con el crecimiento proyectado para las importaciones
tanto para Mxico como para Canad, podemos apreciar que Norteamrica
se est moviendo desde un mercado de gas natural cerrado entre los
tres pases mencionados a un mercado creciente e influenciado por el
mercado global del gas natural. De esta tabla, podemos decir que
Canad tiene muchas oportunidades de afianzarse como exportador por
excelencia ya que posee todo el potencial e infraestructura para
aumentar su produccin de shale. Para Mxico, es la oportunidad de
satisfacer su demanda local con produccin local, ya que estas
reservas de shale gas (681 trillones de pies cbicos) son casi 60
veces las reservas probadas de gas natural mexicano. Esto le
permitira incluso tambin a Mxico de participar en el largo plazo
del mercado mundial de GNL, y dejar de depender en cierto sentido
de las importaciones provenientes de EE.UU.
Conclusiones El shale gas o gas de lutitas o esquistos es
bsicamente un gas natural transportado por gaseoductos que tiene
utilidad en distintas reas. Hoy en da la compaas petroleras se han
inclinado mucho en el desarrollo intensivo de extraccin de gas
natural que por ende disminuye su valor en venta, las desventajas
dentro de la extraccin de este hidrocarburo se encuentran en la
necesidad de tecnologas avanzadas tales como la perforacin
horizontal y el fracturamiento hidrulico, siendo unas tecnologas
muy costosas, esto sin tomar en cuenta los problemas que puedan
surgir al realizar estos procedimientos. Cabe resaltar lo peligroso
que puede ser la extraccin de este recurso para el ambiente debido
a los procesos que se requieren, ya que para completar el proceso
de fracturamiento hidrulico se requiere una gran variedad de
qumicos para realizar el fracturamiento de la formacin. A pesar de
las desventajas antes mencionadas la extraccin de este recurso va
en aumento con grandes aceptaciones por parte de las compaas
petroleras y sectores energticos ya que pueden existir
disminuciones en los costos de electricidad y reduccin en la emisin
de gases de invernadero.