243632273-FRACTURAMIENTO-HIDRAULICO-PARA-HC-NO-CONVENCIONALES-APLICABLES-EN-BOLIVIA-pdf.pdf

UNIVERSIDAD AUTONOMA JUAN MISAEL SARACHO FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLAMONTES CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

“ESTUDIO DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO APLICABLE EN BOLIVIA PARA LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES (SHALE GAS)”

POR: Univ.: EDGAR ESTEBAN ZUÑIGA SURRIABRE TRABAJO DE INVESTIGACION PRESENTADO A CONSIDERACION DEL TRIBUNAL ACADEMICO DE LA PRIMERA COMPETENCIA NACIONAL CIENTIFICA-ESTUDIANTIL 2014 COMO REQUISITO PARA LA SELECCIÓN DE TRABAJOS EN COMPETENCIA

VILLAMONTES-TARIJA-BOLIVIA 2014

1.

2.

3.

ANTECEDENTES......................................................................................................................................2 1.1.

RESERVAS MUNDIALES DE GNL. ...............................................................................................3

1.2.

RESERVAS DE SHALE GAS TENTATIVAS EN BOLIVIA. ........................................................3

1.3.

RESERVAS DE SHALE GAS EN EL MUNDO. ............................................................................4

OBJETIVOS................................................................................................................................................5 2.1.

OBJETIVO GENERAL ......................................................................................................................5

2.2.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ...........................................................................................................5

MARCO TEORICO. ...................................................................................................................................5 3.1.

DEFINICIÓN DE RECURSOS NO CONVENCIONALES ...........................................................6

3.2.

PLAY DE SHALE GAS......................................................................................................................7

4.1.

SHALE GAS. ......................................................................................................................................8

4.2.

FORMACIONES DE SHALE GAS. .................................................................................................8

4.3.

TECNOLOGÍAS ACTUALES DE EXTRACCIÓN DEL SHALE GAS. ........................................9

4.3.1.

HORIZONTAL DRILLING. ........................................................................................................9

4.3.2.

HYDRAULIC FRACTURING. ................................................................................................ 10

4.3.2.1. CONCEPTOS FÍSICOS DE FRACTURAMIENTO. ..................................................... 10 4.3.2.2. COMPORTAMIENTO DE LA ROCA. ............................................................................. 12 4.3.2.3. EFECTOS DE LA PRESIÓN DE PORO EN EL ESTADO DE ESFUERZOS. ........ 13 4.3.2.4. EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN EL ESTADO DE ESFUERZOS. ................ 14 4.3.2.5. SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES. .............................................................. 14 4.3.2.5.1. Fluidos fracturantes. .................................................................................................. 14 4.3.2.5.2. Polímeros viscosificantes. ......................................................................................... 15 4.3.2.5.3. Aditivos. ....................................................................................................................... 17 5.

CONCLUSIONES. .................................................................................................................................. 20

6.

BIBLIOGRAFIA. ...................................................................................................................................... 20

7.

ANEXOS .................................................................................................................................................. 21

COMPARACION DE GRUPOS QUIMICOS UTILIZADOS EN EL FRACKING.................................... 21

1

1. ANTECEDENTES. El tema de los hidrocarburos no convencionales desarrollado desde hace 15 años en países como Estados Unidos, empieza a tener eco en Bolivia. En el II Congreso Internacional Gas y Petróleo 2012, organizado por YPFB Corporación, expertos de otros países hablaron sobre los desafíos en exploración de hidrocarburos que está asumiendo América Latina, destacando los avances de países como Argentina en el desarrollo de hidrocarburos no convencionales, así como el potencial que tiene Bolivia en la zona del Chaco. A fines del 2010 se daba a conocer que en los años 90 y por insistencia de YPFB, la empresa OCCIDENTAL programó y perforó el pozo Pando-X1, que resultó descubridor de un yacimiento de petróleo de 35-40 grados API pero, por su producción de 300 barriles de petróleo por día, no justificaba la explotación frente a los altos costos de transporte (www.hidrocarburosbolivia.com 2010). El pozo quedó cerrado y en reserva hasta el día de hoy. Se evidenció la existencia de hidrocarburos en una profundidad mayor a 2500 metros en la cuenca Madre de Dios. La tecnología utilizada para perforar el pozo Pando-X1 fue de testigo continuo, es decir, que por el reducido diámetro de perforación (4 -6 pulgadas) era más rentable utilizar esta tecnología. En estudios e investigaciones posteriores, las universidades especializadas encontraron que la cuenca Madre de Dios es un reservorio de 500 metros de espesor que reúne las condiciones para albergar gas no convencional y así lo publican en sus conclusiones (Shale Gas Potential Worldwide, 1990). Si bien desde el Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz, se manifestó que la producción de gas no convencional (“Shale gas”, explotable vía Fracking o fractura hidráulica) no es prioritaria por el momento en Bolivia, se ha sugerido la realización de estudios a partir de un equipo conformado por expertos ingenieros geólogos, graduados destacados de carreras afines a la industria petrolera además de la empresa Schlumberger, que tiene vasta experiencia en el desarrollo de la tecnología (Energypress 18 julio 2011). Esto bajo la visión de conformar un equipo de investigación que en mediano plazo desarrolle tecnología adecuada para explotar los yacimientos de Shale Gas existentes en el país. Las mejoras tecnológicas en la extracción de gas natural han permitido hacer más rentable para los productores la extracción desde formaciones geológicas de baja permeabilidad (shale gas). EE.UU. fue el pionero en materia de investigación acerca de la extracción

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rentable de este gas. A mediados de 1970, el Departamento de Energía de ese país realizó una serie de acuerdos con privados para el desarrollo de tecnologías para la extracción de gas natural, lo cual permitió que ya entre 1980 y 1990, la compañía Mitchell Energy and Development se aventurara a hacer de la extracción profunda de shale gas una realidad comercial en la cuenca de Barnett Shale en Texas. El éxito de esta empresa permitió la inclusión agresiva de otras compañías, de tal manera que para el año 2005, Barnett Shale estaba produciendo casi medio trillón de pies cúbicos por año de gas natural. Con estos resultados, junto con los obtenidos en otras cuencas de EE.UU., confirmaban lo que los productores anhelaban: shale gas como alternativa rentable y comercial de producción era una realidad.

Imagen: las cuencas de Barnett Shale

1.1. RESERVAS MUNDIALES DE GNL. A continuación mostraremos el panorama actual de las reservas mundiales de gas antes de considerar al shale gas como alternativa viable de extracción en el mundo, lo cual nos permitirá comparar cuantitativamente a qué porcentaje de las reservas mundiales de gas equivaldrían las reservas de shale gas. 1.2. RESERVAS DE SHALE GAS TENTATIVAS EN BOLIVIA. La temeridad en las decisiones de las autoridades del sector petrolero aumentaban el nivel de riesgo, pues se anunciaba desde la Vicepresidencia de la Administración, Control y Fiscalización de YPFB, a inicios del 2013 (La Razón, 7 febrero 2013), que YPFB iniciará los estudios preliminares para establecer el potencial de reservas de shale gas (gas no convencional) en el país. Se informaba que: “la Unidad de Geología y Geofísica ha sacado

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una carta instruyendo a todas las empresas (operadoras y subsidiarias) que cuando perforen pozos saquen muestras de la formación Los Monos, que es una formación donde se presume hay shale gas para estudios posteriores”. La formación Monos de Tarija, cuenta con datos de geoquímica sobre yacimientos de shale gas. Se reconocen tres tipos de gas no convencional: el “Tight Gas” o gas entrampado en areniscas de baja porosidad y reservorios carbonatados; el “Shale Gas”, que es gas natural de baja permeabilidad; y el “Coalbed Methane Gas”, que es gas natural producido a partir del carbón. 1.3. RESERVAS DE SHALE GAS EN EL MUNDO. Todo el “boom” asociado al shale gas en EE.UU. atrajo miradas de distintas partes del mundo, ya que diversos países han expresado su intención de desarrollar su propio nicho de shale gas, lo cual ha generado preguntas acerca de las verdaderas implicancias de este producto en los mercados internacionales de gas natural (situación que analizaremos más adelante). Debido a todo lo anterior, es importante establecer si existen otras reservas técnicamente recuperables alrededor del mundo, además de EE.UU., ya que, de ser así, existen opciones reales de que este gas se transforme en un verdadero cambio de paradigma para, no solo el mercado estadounidense de gas natural, sino que para el resto del mundo. Durante la investigación, hallamos un reporte que desarrolló una consultora externa (Advanced Resources International Ltd.) para el EIA, en donde se estudia las potenciales reservas de shale gas en el mundo, y si éstas son lo suficientemente significativas como para realizar inversión y comercialización de este producto. De acuerdo al estudio, se analizaron los países con mayor proyección a desarrollar la extracción de shale gas debido a sus cuencas y a aquellos que tenían suficiente información geológica (48 cuencas de shale gas en 32 países). A continuación se muestra un mapa indicando qué cuencas y países fueron analizados:

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Imagen: cuencas de shale gas alrededor del mundo estudiadas

En rojo, se muestran zonas donde existen reservas de shale gas técnicamente recuperables. En amarillo, cuencas revisadas pero no estimadas debido a falta de datos. En blanco, los países que participaron del reporte. En gris, países que no se consideraron. 2. OBJETIVOS. 2.1. OBJETIVO GENERAL. Estudiar las tecnologías de extracción de gas de esquisto aplicables en Bolivia de acuerdo a las formaciones con mayor probabilidad de contener este hidrocarburo. 2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.  Dar a conocer las propiedades que contienen este tipo de recurso. 

Explicar a la comunidad estudiantil del potencial de shale gas Existente en Bolivia.



Demostrar analíticamente el producto del fracturamiento hidráulico.

3. MARCO TEORICO. El petróleo, gas natural y carbón son los combustibles fósiles convencionales que se usan en el consumo mundial actual. Estos combustibles son ricos en carbono e hidrógeno, y tienen una relativa gran cantidad de energía almacenada y por lo tanto un alto valor calorífico. A medida que estos combustibles son agotados, o combustibles

fósiles

pueden

llegar

a

ser

más

su precio incrementa, otros

atractivos

para

una

explotación

comercial. El petróleo crudo tiene un importante rol dentro de la gama de combustibles fósiles, y es un recurso limitado cuya importancia fundamental está basada en el hecho de que los productos del petróleo representan más del 90% del consumo energético para el 5

sector transporte, sin mencionar su uso industrial con aplicaciones en química, manufactura y construcción. Los estimados de las reservas aún no descubiertas a nivel mundial están en el rango de 300 a 1,500 billones americanos de barriles. Pero es importante tomar en cuenta que en estos números se incluyen las reservas recuperables económicamente, y estas pueden incrementar a medida que se introduce nuevas tecnologías. Cerca del 77% del petróleo crudo ya ha sido descubierto y 30% de este ya fue usado. Las reservas de petróleo se espera que lleguen a ser progresivamente escasas, y que los recientes precios altos reflejen la expectativa del mercado por este recurso. Con precios altos, se logra que la explotación de los recursos no convencionales, tales como el petróleo pesado y extrapesado (heavy and extraheavy oils), las tar sands y Oil shales, sea más atractiva. Las Oil shales son rocas sedimentarias que contienen una alta proporción de materia orgánica cuya transformación a petróleo no fue completa. Estas lutitas (shales) son ricas en kerógeno, haciendo de ellas una potencial fuente de energía. El kerógeno puede ser convertido a petróleo sintético o gas por procesos industriales. 3.1. DEFINICIÓN DE RECURSOS NO CONVENCIONALES En lo referente a la definición de un recurso “No convencional” existen diferentes conceptualizaciones, de las que podemos citar algunas: Etherington (2005) indica que “un reservorio no convencional es aquel que no puede ser producido a tasas económicas sin ayuda de tratamientos de estimulación masiva o de procesos especiales de recuperación”. Stabell (2005) y Schmoker (1999) usaron una definición basada sobre dos aspectos comunes: 1. Que están compuestos de grandes volúmenes de roca saturada con hidrocarburo. 2. Que los tipos de acumulación no son dependientes de flotabilidad, es decir de separación por gravedad, dentro del medio poroso. Por lo tanto, no pueden ser analizados en términos de tamaños y números de entidades discretas delineadas por los contactos de agua downdip, tal como se hace con los campos convencionales”. 6

Otra definición, más amplia, es la que define a los recursos no convencionales como aquellos que están contenidos en reservorios de baja permeabilidad o que poseen petróleo pesado o de alta viscosidad, y que requieren tecnologías avanzadas de perforación o de estimulación, a fin de lograr producción a tasas de flujo comerciales. No existe una definición universal para un recurso no convencional. Comúnmente, se describe bajo la figura de un play extenso o generalizado llamado continuo, difícil de producir con metodología convencional, y cuando producen lo hacen a baja tasa de producción, y no están controlados por cierre estructural o estratigráfico, y no tiene control por flotabilidad. 3.2. PLAY DE SHALE GAS Con el objetivo de que una lutita se convierta en un yacimiento productivo, debe ser capaz de generar

hidrocarburos

y

tener

la

suficiente

porosidad

y

permeabilidad

para

el

almacenamiento y flujo de hidrocarburos. Los requerimientos fundamentales para la producción en lutita se muestran en la Figura y se discuten en la tabla, donde se plantea los criterios mínimos para que una lutita sea productiva.

PARÁMETROS FÍSICOS QUE DEFINEN LA VIABILIDAD ECONÓMICA DE UN PLAY DE SHALE GAS.

Para la explotación de los recursos “No Convencionales”, se pueden establecer cuatro etapas principales: Exploración, evaluación, delineación, y desarrollo. La evaluación

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apropiada, incluyendo la identificación y la gestión del riesgo, requiere un proceso de decisión, integrado y multidisciplinario a través de las cuatro etapas. 4.1. SHALE GAS. El shale gas es simplemente gas natural. No obstante, su nombre lo diferencia debido a su procedencia, el esquisto (o shale, en inglés). Los esquistos son un conjunto de rocas metamórficas de bajo a medio grado de metamorfisismo, pertenecientes al grupo de silicatos. Se caracterizan por poseer estructura foliada y composición química variable, con una estructura molecular de 1 átomo de silicio y 4 de oxígeno. Dentro de los esquistos más comunes podemos encontrar: esquisto de mica, hornablenda, clorita y talco. Los esquistos provienen de arcillas o lodos, los cuales han sufrido procesos metamórficos de diversas temperaturas y presiones. Su estructura foliada permite que sean fácilmente separados en delgadas láminas, manteniendo su composición.

IMAGEN: EXTRACCIÓN DE ESQUISTO EL SHALE GAS ES UNA FUENTE POCO CONVENCIONAL DE GAS NATURAL. TAMBIÉN EXISTEN: CBM (COAL BED METHANE), TIGHT GAS, SOUR GAS E HIDRATOS DE METANO (METHANE CLATHRATES).

4.2. FORMACIONES DE SHALE GAS. Los esquistos negros contienen material orgánico los que a ciertas condiciones de temperatura y presión se fragmentan, formando gas natural. Debido a la baja densidad del gas natural, éste suele deslizarse a través del esquisto formando depósitos 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.

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Imagen: mapa geológico de fuentes de gas natural2 En la imagen se aprecia que el shale gas se halla a mayores profundidades que las otras fuentes de gas natural. También se observa que el recurso se encuentra ampliamente dispersado de forma horizontal. Sumado a lo anterior, la impermeabilidad del esquisto imposibilita la fácil extracción del gas natural. Por ende, a pesar de ser una fuente de energía conocida desde el siglo XIV (en Suiza y Austria), sólo los avances tecnológicos de la era moderna (década de los 90’), traducidos en mejoras en los métodos de extracción, han permitido la extracción masiva, comercial y lucrativa del shale gas. 4.3. TECNOLOGÍAS ACTUALES DE EXTRACCIÓN DEL SHALE GAS. Las tecnologías actuales de extracción son dos y funcionan de manera complementaria: horizontal drilling (“perforación horizontal dirigida”) e hydraulic fracturing (“fractura hidráulica”). La primera tiene el propósito de atravesar y llegar a los yacimientos, mientras la segunda, a través de reacciones químicas y presión de fluidos, aumenta la permeabilidad de la roca permitiendo la salida del gas natural. A continuación se presentarán detalles acerca de los dos métodos utilizados en la extracción. 4.3.1. HORIZONTAL DRILLING. Tal como se muestra en la imagen anterior, para realizar una perforación horizontal primero realizas una perforación vertical para llegar unos pocos cientos de metros arriba de la altura del yacimiento. Luego, el perforador “se gira” en un ángulo cercano a los 45° para así taladrar a través del depósito de shale gas, permitiendo una mayor extracción de éste. Se necesitaron años de experiencia y avances tecnológicos en distintas ciencias para hacer del horizontal drilling una técnica física y económicamente factible:

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Primero, entender que muchos pozos no son físicamente verticales, sino más bien horizontales. Técnicas de sondeo y monitoreo, compuestas por tres mediciones: profundidad, inclinación y acimut magnético. Diseños de BHA (ensamblaje de fondo de pozo) para una avanzada perforación. Otros avances tecnológicos en: tuberías de perforación, caja y pin, collares de perforación, rimadores y estabilizadores, etc. Aplicación de mud motors (“motores de barro”), los cuales utilizan el barro para producir potencia adicional de perforación. Sin embargo, sin hydraulic fracturing esta técnica es inefectiva en pozos de esquisto. 4.3.2. HYDRAULIC FRACTURING. El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante se ha convertido, en la última década, en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos. A pesar de que la idea original del fracturamiento hidráulico no ha cambiado, las técnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello sí han evolucionado. Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos, según lo requiera la situación. Los equipos son cada vez más sofisticados en cuanto a capacidad y precisión de mezclado, así como en cuanto al control de presión, gasto, dosificación de aditivos y materiales apuntalantes. Incluso se ha llegado a utilizar tubería flexible para realizar estas operaciones. Por otra parte, los adelantos en informática han hecho posible resolver con rapidez y eficiencia las complejas operaciones matemáticas del diseño y su optimización in situ, así como su evaluación final. En la actualidad se dispone de varios modelos de simulación, así como técnicas de control y evaluación que hacen posible un diseño más realista y predecible de la operación, e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situación imprevista. El software técnico ejecuta modelos matemáticos sumamente complejos con los que se pueden simular la geometría y los fenómenos relacionados con el fracturamiento. Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseño y la evaluación de un fracturamiento hidráulico. 4.3.2.1. CONCEPTOS FÍSICOS DE FRACTURAMIENTO. Proceso de fracturamiento hidráulico El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa

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aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento. El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales. Para evitar el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el cierre de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación. Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial, primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal, con el objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. Posteriormente se bombea un colchón de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén; luego, se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta. Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de: 1. Presión. 2. Gasto. 3. Dosificación del apuntalante. 4. Dosificación de aditivos. 5. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad). Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes: a) Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se rompe. b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante. c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de fricción, quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del pozo. Además de la presión, también se debe registrar el gasto de operación, el cual está relacionado con el tiempo de bombeo, representando el volumen total de fluido, el cual incide directamente en el tamaño de la fractura creada. Por otra parte, el gasto relacionado con la presión resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo. De aquí la importancia de registrar los volúmenes de gasto y la presión durante la operación. La presión de fractura ( 11

Pef ) es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla más allá del punto de falla, puede variar durante la operación. La presión para extender la fractura se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación. Pef = Pci + Ph La presión hidrostática se calcula como: Ph = 0.4334*ρ *D La pérdida por fricción (Pfrictp) en la tubería puede ser calculada mediante un diagrama de Moody, si el fluido es newtoniano. Para fluidos no newtonianos (geles), el cálculo de la pérdida de carga por fricción es mucho más complejo. La norma API describe un método de cinco parámetros, calculados por un viscosímetro. Una vez obtenidas las diferentes presiones y pérdidas por fricción, se puede obtener la presión de tratamiento en superficie (Ps) y la potencia hidráulica (PHid). La presión en superficie será:

La potencia hidráulica (PHid) es:

4.3.2.2. COMPORTAMIENTO DE LA ROCA. La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. Existe una amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecánico de la roca. Los hay desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos, que incluyen el comportamiento inelástico de las rocas, efectos de interacciones físico-químicas del sistema roca-fluido y efectos de temperatura. El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros). Este modelo se fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ ) y deformación (ε ), los cuales relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación (de la línea recta). σ = Eε Donde E es el primer parámetro elástico conocido como módulo de elasticidad (Young).

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El segundo parámetro es la relación de Poisson (υ ), que es una medida de la relación entre la expansión lateral ( l ε ) con la contracción longitudinal o axial ( a ε ) de la roca cuando se somete a compresión.

Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elástico, éste se convierte en un modelo poro elástico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico. Existen diferentes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca. Uno de los más comunes es el coeficiente poroelástico (constante de Biot) α , el cual es, para fines prácticos, igual a uno (α = 1), aunque algunas referencias sugieren este valor α = 0.7 para yacimientos petroleros. También se puede demostrar de una forma muy sencilla el efecto de la fractura hidráulica, la cual no afecta a los acuíferos de agua dulce puesto que al aplicar presión a la formación hasta logra la fractura, está por el efecto del peso de los estratos sobrepuestos a ella esta tendería a fracturarse horizontalmente y no verticalmente y contaminaría los medios de agua dulce como lo indican algunos poco inmiscuidos en el tema de la estimulación hidráulica. También podemos decir que esta técnica ya es utilizada desde hace décadas para mejorar la permeabilidad de las formaciones con baja permeabilidad. 4.3.2.3. EFECTOS DE LA PRESIÓN DE PORO EN EL ESTADO DE ESFUERZOS. La siguiente ecuación ilustra el efecto de la presión de poro ( p ) en el esfuerzo efectivo de la roca. σ ´ =σ −αp A partir de un simple análisis de esta ecuación, se observa que si la presión de poro incrementa, el esfuerzo efectivo de la roca disminuye. Dos casos son particularmente interesantes respecto a la variación de la presión de poro: La inyección de fluidos al yacimiento. La declinación natural de presión del yacimiento. En el primer caso, durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante, que ocasiona disminución de la presión efectiva, lo que permite iniciar la fractura más fácilmente. Un análisis similar permite establecer que la disminución de presión de poro en un yacimiento maduro incrementa el

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esfuerzo efectivo de la roca. En otras palabras, es más difícil iniciar una fractura cuando el campo petrolero está en su etapa madura que en su etapa inicial de explotación. Estos conceptos son esenciales cuando se selecciona el apuntalante. 4.3.2.4. EFECTOS DE LA TEMPERATURA EN EL ESTADO DE ESFUERZOS. Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento, se origina un súbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca. La magnitud del esfuerzo normal de la roca (σ ) varía directamente proporcional a la variación de temperatura (dT) . Por ello, el enfriamiento ocasionado a la formación con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidráulica. El conocimiento del coeficiente de expansión térmica es importantísimo para diseñar el volumen de frente filtrante que se inyectará durante un fracturamiento. 4.3.2.5.

SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES.

4.3.2.5.1. Fluidos fracturantes. Pueden ser de base agua o aceite. Las propiedades que debe cumplir un fluido fracturante son las siguientes: 

Bajo coeficiente de pérdida.



Alta capacidad de transporte del apuntalante.



Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura.



Fácil remoción después del tratamiento.



Compatibilidad con los fluidos de formación.



Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.

Por su bajo costo, alto desempeño y fácil manejo los fluidos base agua son muy usados en los tratamientos de fracturamiento hidráulico, muchos polímeros solubles en agua pueden ser utilizados para proporcionar una elevada viscosidad capaz de sustentar el apuntalante a temperatura ambiente, sin embargo a medida que esta se incrementa estas soluciones se adelgazan significativamente, sin embargo, el aumentar la concentración de polímeros ( carga polimérica) puede neutralizar los efectos térmicos, pero no resulta económico, ni práctico por el daño que provoca en la cara de la fractura. En su lugar se utilizan agentes activadores cuya función es incrementar el peso molecular efectivo del polímero, aumentando la viscosidad del fluido. Los primeros fluidos base aceite utilizados en fracturamientos con apuntalante fueron aceites crudos estabilizados, no causan daño y el flujo de retorno es incorporado directamente a la 14

producción, sin embargo son inflamables e impactan de manera severa el ambiente, su manejo y almacenamiento requieren de condiciones muy seguras, transportan arena en bajas concentraciones (máximo 3 o 4 lb/gal), las pérdidas por fricción en el sistema son muy altas, y la conductividad de la fractura que generan es baja. Los fluidos base diesel o kerosina aportan altos valores de viscosidad, lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar geometrías de fractura mayores en ancho y longitud y por consiguiente una mayor conductividad, su inconveniente es el manejo y almacenamiento de alto riesgo por ser muy volátiles y contaminantes, por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al agua. 4.3.2.5.2. Polímeros viscosificantes. Existen distintos tipos, derivados de la goma natural guar o derivados celulósicos. En este aspecto el avance tecnológico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos fracturantes, básicamente podemos nombrar los siguientes: a) Goma guar. Fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los fracturamientos, es un polímero de alto peso molecular, de cadena larga, tiene una alta afinidad con el agua, al agregarse al agua se hincha y se hidrata, lo que crea un medio para que las moléculas del polímero se asocien con las del agua, desarrollándose y extendiéndose en la solución. b) El hidroxipropil guar (HPG). Se deriva del Guar con Óxido de Propileno, contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios (Almond y Cía. 1984 y Brannon y Pulsinelle 1992) indican que ambas (Guar y HPG) causan casi el mismo grado de daño, sin embargo esta HPG es más estable que el Guar a temperaturas mayores (pozos > 150ºC) y más soluble en alcohol. c) El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Es un doble derivado del guar, el primer polímero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicación es activado con aluminatos (que lo hacen más económico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). Es también activado con zirconatos, lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas. d) Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC). Son utilizados cuando se requiere un fluido muy limpio. Estos fluidos tienen una cadena de unidades de azúcar glucosa, el HEC. Pueden ser activadon a PH de 6 a 10 con zirconatos o con lantánidos.

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e) Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC). Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este polímero provoca una activación con iones metálicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con PH de aproximadamente de 2 a 4. f) La

goma

xantana.

Es

un

biopolímero

producido

metabólicamente

por

el

microorganismo xantomonas campestres. Esta solución se comporta como un fluido ley de potencias aun a bajos esfuerzos de corte, donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos. Bajo ciertos esfuerzos de deformación (de corte) menores de 10 s1, las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG. g) Fluidos de nueva generación. Actualmente hay en el mercado fluidos fracturantes más limpios y ecológicos. El daño causado al entorno ambiental y al yacimiento es mínimo. Hoy en día existen fluidos llamados de baja carga polimérica. Se ha demostrado que, entre otras cosas, incrementan la conductividad de la fractura debido a que requieren de menor cantidad de polímero en la zona de interés, al igual que una menor cantidad de polímero para romper. Es aplicable en rangos de temperatura de 190 a 400 ºF. Los hay en versión para baja temperatura y bajo PH. Además, este tipo de fluidos combina polímeros de alta eficiencia con activadores de alto desempeño, manteniendo una alta viscosidad durante mayor tiempo. Existen sistemas que no utilizan guar o HEC libre de polímeros y sólidos llamados fluidos visco elásticos, que sólo requieren de agua más un electrolito (cloruro de potasio o de amonio) y de un surfactante visco elástico (VES), el cual se asocia con las moléculas de la salmuera formando estructuras cilíndricas llamadas micelas, que le dan al fluido una viscosidad similar a la que desarrollan las cadenas de polímeros. Estos productos son de nueva generación y, por lo mismo, son caros. Las ventajas que ofrecen sobre los fluidos poliméricos es que no requieren de quebradores internos o externos, pues al contacto con los hidrocarburos de la formación su estructura pierde las propiedades visco elásticas, ya que las moléculas del fluido vuelven a ser esféricas, obteniéndose agua con 1 cp de viscosidad, a diferencia de los 10 ó 12 cp que tiene el fluido activado con guar después de quebrado. Gracias a esta condición, el flujo de retorno será más fácil, aun en pozos con baja presión de fondo.

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4.3.2.5.3. Aditivos. Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la pérdida de fluidos, minimizar el daño a la formación, ajustar el PH, tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura. Debe cuidarse que uno no interfiera en la función de otro. a) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. Entre los más comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. La Tabla muestra las características principales de los activadores más usados. La selección del activador dependerá del polímero utilizado para generar el gel lineal, de la temperatura de operación y del PH del sistema. Si la concentración del activador es muy baja, el ritmo de la activación será más lenta y el desarrollo de la viscosidad será más baja que la esperada. Por el contrario, si la concentración excede el rango óptimo, el ritmo de la activación será más rápido y la viscosidad final puede ser mucho más baja debido a la “syneresis” (precipitación de la solución polimérica causada por el colapso de la red polimérica). En casos más severos, provoca “agua libre”. Los contaminantes químicos (como bicarbonatos, fosfatos o silicatos) presentes en el agua de mezcla, incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes, pueden interferir en el desempeño de los activadores. Debe vigilarse la limpieza de los tanques antes de que sean llenados con el agua de fractura. Se pueden manipular muchos factores para controlar el ritmo de activación, tales como la temperatura y el PH del fluido, condiciones de deformación, tipo de activador y la presencia de otros componentes orgánicos que reaccionan con el activador. b) Quebradores. Reducen la viscosidad del sistema fluido-apuntalante, partiendo el polímero en fragmentos de bajo peso molecular. Los más usados son los oxidantes y las enzimas. Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio, potasio y sodio. Su descomposición térmica produce radicales de sulfatos altamente reactivos que atacan el polímero, reduciendo su peso molecular y su habilidad viscosificante. Esta descomposición es muy dependiente de la temperatura. Por debajo de 125 ºF es muy lenta, si se usa sólo el persulfato; sin embargo, puede acelerarse con la adición de aminas. Por arriba de esta temperatura, la generación de radicales sulfatos ocurre muy rápidamente. En cuanto a las enzimas, éstas son también utilizadas como rompedores para reducir la viscosidad de cualquiera de los

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fluidos base agua. Se usan en ambientes moderados en rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores de 150ºF (otras enzimas trabajan con rango de PH superiores de 10 y por arriba de 150 ºF). Debido a que son activas a temperatura ambiente, las enzimas empiezan a degradar el polímero inmediatamente que se mezcla. Bajo ciertas condiciones, son tan reactivas como los persulfatos. Recientemente existe en el mercado una nueva generación de enzimas llamadas “específicas”, formuladas para degradar de manera particular los fluidos poliméricos base guar o celulósicos y sus derivados. Son estables en diferentes rangos de temperatura, soportan hasta 275 ºF y encapsuladas hasta 300 ºF, efectivas en fluidos con rangos de PH desde 3 a 11. Existen rompedores (quebradores) del tipo encapsulado que permiten altas concentraciones, para usarse sin que se comprometa la viscosidad del fluido durante el bombeo. En un rompedor encapsulado, el rompedor activo es cubierto con una película que actúa como una barrera entre el rompedor y el fluido fracturante. Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado, incluso enzimas y ácidos. La Tabla 2 es una guía de los principales rompedores y sus características de aplicación. c) Aditivos para pérdida de filtrado. Un buen control de pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida: 

Pérdida por una matriz de permeabilidad alta o baja.



Pérdida por microfracturas

Generalmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abiertos los poros más pequeños. Una roca de 0.1 Md puede tener un diámetro de poro promedio menor de 1.0 μm, mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 μm. El rango de tamaño de poro puede ser muy largo, lo que beneficia a los aditivos de pérdida, ya que se tiene un amplio rango de tamaño de partículas, de tal manera que esos espacios puedan ser puenteados. En formaciones de alta permeabilidad, los polímeros y aditivos pueden ser capaces de penetrar la mayoría de los poros y formar un enjarre interno. La harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre. Otras partículas, como los almidones, son también buenos aditivos de pérdida. Estos son polisacáridos de cadena larga de moléculas de glucosa. Las resinas solubles en aceite también son usadas como control de pérdida de filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la pérdida de fluido. Tienen la ventaja sobre la harina sílica y los

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almidones en que son solubles en aceite y se disuelven en hidrocarburos líquidos producidos. d) Bactericidas. Previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero. Los polisacáridos (polímeros de azúcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, éstas arruinan el gel reduciendo el peso molecular del polímero. Una vez que se introduce dentro del yacimiento, algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos a ácido sulfhídrico. Materiales como glutaraldehidos, clorofenatos, aminas cuaternarias e isotiazolinas, son usadas para el control de bacterias. Normalmente, los materiales matan la bacteria, pero no siempre inactivan la enzima que producey que es la responsable de romper el polímero. Por esta razón es práctica común agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterial se mantendrá bajo. Los bactericidas no son necesarios en fluidos base aceite ni en fracturamientos ácidos. e) Estabilizadores. Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación, normalmente arriba de 200 ºF. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradación. Suelen ser compuestos salinos, como el tiosulfato de sodio (Na2S2O3), que favorecen la formación de uniones intermoleculares. f) Surfactantes. También llamados agentes activos de superficie. Es un material que, a bajas concentraciones, absorbe la interfase de dos líquidos inmiscibles, como pueden ser dos líquidos (aceite y agua), un líquido y un gas o un líquido y un sólido. Son usados principalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua, para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido fracturante de la fractura, entre otros. Algunos bactericidas y agentes de control de arcillas son surfactantes. g) Controladores de PH (buffers). Se utilizan por dos razones específicas: para facilitar la hidratación o para proporcionar y mantener un determinado rango de pH, que permita el proceso de reticulación (activación). Los buffers de hidratación, por lo general son sales, como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la ormación del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratación, es decir, la incorporación del solvente en la cadena polimérica. Los buffers para control de pH se 19

adicionan al gel lineal, ya formado, para que el agente reticulante se active y pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas. Por lo general, son soluciones de sales, como el carbonato de potasio. h) Estabilizadores de arcilla. Utilizados básicamente para la prevención de migración de arcillas. Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para estabilizar las arcillas y prevenir su hinchamiento. También los cationes orgánicos de tetrametil cloruro de amonio son usados como efectivos estabilizadores.

5. CONCLUSIONES. Podemos concluir que el efecto de la estimulación hidráulica no tiene efecto secundario de gran magnitud puesto que si este fuera el caso ya se hubieran dado contaminaciones por la aplicación de esta técnica que viene siendo aplicada ya desde hace décadas en países como Estados Unidos, el Medio Oriente, Argentina, Venezuela y la misma Bolivia, etc. También teniendo en cuenta que los aditivos químicos utilizados son conocidos, empleados en el hogar en una escala moderada y en algunos casos utilizados para desinfección de alimentos o utensilios de cocina, o la asepsia de material quirúrgico los cuales no son contaminantes si no son utilizados en una gran magnitud. Además haciendo una comparación con los costos de perforación que tiene la extracción de este recurso es netamente viable puesto que el incremento de los recursos fósiles está en un ascenso considerado.

6. BIBLIOGRAFIA. 1. ENAP:Exploración de Hidrocarburos en Reservorios No Convencionales en la Cuenca de Magallanes “CARLOS HERRERO”. 2. Mecánica de rocas aplicada a la industria del petróleo “Oscar Bravo”. 3. Registros Y Perforación Direccional Escuela de Perforacion “SCHLUMBERGER”. 4. La Revolución del Shale Gas “ HUGH RUDNICK” 5. Esquistos Bituminosos “LUCIO CARRILLO BARANDIARAN”. 6. Production Data Analysis Of Shale Gas Reservoirs “ADAM MICHAEL LEWIS”. 7. Desarrollos de shale gas y perspectivas de explotación “DANIEL ROJAS RODRÍGUEZ”. 9. http://shalegasespana.files.wordpress.com/2012/10/esquistos_bituminos os.pdf 10. https://www.google.com/search?q=ESQUISTOS+BITUMINOSOS&rlz=1C1K AFB_enBO554BO555&espv=210&es_sm=122&tbm=isch&tbo=u&source=u niv&sa=X&ei=OASEUuCG8WtkAe1_IGwAQ&ved=0CEcQsAQ&biw=1364&bih=649 11. http://www.taringa.net/posts/ciencia-educacion/14588811/Vaca-Muerta- y-elShale-Oil-Shale-Gas.html

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7. ANEXOS COMPARACION DE GRUPOS QUIMICOS UTILIZADOS EN EL FRACKING. La siguiente es una lista de los grupos de químicos más comunes. Se explican las funciones en la industria de los hidrocarburos y en el hogar, y se comparan sus concentraciones para cada caso. Tipo de sustancia

Función en la industria

Función en el hogar

Concentración en el hogar

Hipoclorito de sodio (lavandina)

Acondicionamiento del agua, control microbiano

Desinfectante, agente blanqueador, tratamiento del agua. Uso médico

Glutaraldehído

Control microbiano

Desinfectante. Producto utilizado para esterilizar equipamiento médico y odontológico

Hidróxido de sodio (soda cáustica)

Ajuste de pH para el fluido de fractura

Preparación de alimentos, jabones, detergentes, blanqueadores dentales

Ácido clorhídrico (ácido muriático) (33%)

Disolver carbonatos, bajar el pH

Para destapar cañerías. Presente en el estómago

Carbonato de sodio (natrón)

Ajuste de pH para el fluido de fractura

Limpiadores, lavavajillas, pasta de dientes, acuarios, cuidado del cabello

0,5% a 85%

0,0% a 0,025% (Muy raramente utilizado)

Bicarbonato de sodio

Ajuste de pH para el fluido de fractura

Polvo leudante, limpiadores, pasta de dientes, polvo de bebés, acuarios.

1% a 100%

0,0% a 0,006% (Muy raramente utilizado)

Ácido acético (vinagre)

Estabilizador de hierro para la mezcla de ácido clorhídrico

Preparación de comidas, productos de limpieza

1% a 5%

Cloruro de potasio

Control de la expansión de

Sal de mesa dietética, uso

0,1% a 20%

Concentración en el fluido de fractura 0,01% a 0,02%

0.01%

0,1% a 5%

0,04% a 0,08%

0.33%

0,5% a 40%

0,003%

0,0% a 0,91%

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arcillas

médico, suplemento para mascotas

Goma guar

Gelificante (polímero)

Cosméticos, productos horneados, helado, dulces, sustituto de trigo

0,5% a 20%

0,0% a 0,25%

Sales de Borato / ácido bórico

Para reticular el fluido de fractura

Cosméticos, spray para cabello, antiséptico, detergentes

0,1% a 5%

0,0% a 0,001%

Enzima hemi celulósica

Ruptor de gel. Rompe las cadenas poliméricas.

Aditivo de vinos, pasta de soja, procesos industriales de alimentos, aditivo de alimentos de granja

0.1% 25%

0,0% a 0,0005%

Enzimas

Ruptor de gel. Rompe las cadenas poliméricas.

Detergentes, jabones para ropa, removedores de manchas, limpiadores, café instantáneo

Aprox. 0,1%

0,0% a 0,0005%

Surfactantes

Tensioactivos: Para reducir las tensiones superficiales y interfaciales

Detergentes, lavavajillas, champoo, gel de duchas

0,5% a 2,0%

0,02%

Sílica (arena)

Agente de sostén

Vidrio, limpiadores en polvo, artículos de artística

1% a 100%

4,0% a 6,0%

Resina acrílica

Agente de sostén (recubrimiento de granos de agente de sostén)

Desinfectante, colorante, empaque de alimentos