Documento Monografia Propuesta de La Tecnica Fracking

 

20 2. Se reinicia la perforación a través del tapón de cemento, continuando con la perforación vertical del pozo hasta unos 500 pies o 152 metros por encima de la futura sección horizontal del  pozo y cementando la T.R. Intermedia, a este se punto p unto se le llama “punto de partida” o “kick off  point”, señalando la zona donde se iniciará la curva curv a hasta el “punto de entrada”, “entry “entr y point” o “End of Curve” (EOC), señalando el inicio de la perforación horizontal. 3. Se introduce sarta con motor de fondo y herramienta MWD para dar inicio a la perforación en ángulo 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 perforación en la zona horizontal del pozo conocida conoc ida 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 perforación los cuales llegan a pesar 87 toneladas.

 Figura 7: Pozo horizontal de shale gas

Fuente: Shale gas 1

 

21 4. Una vez realizada la última etapa se introduce el revestimiento de producción a lo largo de toda la perforación, bombeando cemento al espacio anular para completa el revestimiento. 5. Terminada la cementación, se elimina el equipo de la torre de perforación y se instala un cabezal temporal y se prepara el terreno para el personal de servicio encargado de poner el pozo a producción, este proceso se realiza a través de los siguientes procedimientos: a. Agujerear revestimiento (Se introduce un disparador mediante una línea de cable al revestimiento hacia la sección objetivo y se envía una corriente eléctrica a través 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. La ejecución de fractura consta de diferentes etapas de inyección de fluido, que a continuación se detallan: " Acid Stage”, pre colchón o lavado inicial

Se bombea agua dulce a las tuberías de fracturamiento, para limpiar cualquier impureza  presente, el proceso se completa con un tratamiento con ácido clorhídrico para limpiar el cemento del pozo.

"Pad" o colchón A continuación se introduce en el pozo un fluido de fractura que no aporta agente soportante (CEDEÑO, 2013). En esta fase se bombea el mayor volumen de fluidos de los involucrados en todas las operaciones de “fracking”. El objetivo es producir la fractura y abrirla lo suficiente para que en una fase posterior de la operación pueda ingresar el agente soportante. En este fluido se añade reductores de fricción y estabilizadores de arcillas.

 

22 “Prop Sequence” o “Slurry stage” / Fluido con sustentate o Lechada.  

Se inyecta el fluido de fractura cargado de agente soportante que actuará como agente de sostén evitando el cierre de la fractura, pero permitiendo el paso de fluidos. El procedimiento se  basa en un incremento de la concentración fluido de d e relleno al que se añade el material soportante hasta hasta el final del tratamiento. La concentración del soportante o “propante” en suspensión depende de la magnitud de transporte del mismo por el fluido y la capacidad de aceptación del yacimiento y la creación de la fractura.

"Flush" o lavado final Una vez que el agente soportante está introducido en las fracturas se procede a un lavado o "flush" Su objetivo es desplazar la suspensión desde el pozo hasta la punta de la fractura. Por ello, es importante verificar que no exista un desplazamiento exagerado del fluido, ya que  podría causar un estrangulamiento de la fractura fr actura y esto ocasionará una disipación de la  presión de fracturamiento y el cierre de la misma. Es decir en este paso se elimina cualquier residuo de soportante que no esté en la formación y lo desplaza hacia la misma pero sin desplazar el soportante previamente introducido en las fracturas (CEDEÑO, 2013). Los volúmenes de agua a inyectar, varían de unas formaciones a otras y dependen fundamentalmente del espesor del tramo a estimular. Para fracturar una etapa, un intervalo normalmente denominado "stage" de unos 300 pies (≈ 100 m) de potencia, el volumen de   agua necesario suele alcanzarlos 3.100m3. Normalmente el proceso de inyección es rápido, se suele tardar unas cuantas horas (4-5 horas) en inyectar un volumen de fluido fracturación como el mencionado. Parte del fluido inyectado se recupera. Este flujo de retorno se denomina "flowback" y retorna a la superficie cuando comienza la producción del yacimiento. Normalmente el

 

23 "flowback" es una mezcla de fluidos de la formación, fluidos introducidos en el pozo durante la operación y sustancias lavadas del subsuelo. Los porcentajes de fluido que se recupera son muy variables de una formación a otra, pueden oscilar entre el 11% y el 50%, o incluso superior en algunos casos. En la figura 8 se resumen gráficamente los pasos de una operación de fracturamiento hidráulico.

 Figura 8: Resumen de los pasos del fracking

Fuente: Aplicación de nuevas tecnologías en la recuperación mejorada.

6.-  Discusión. El petróleo y sus derivados se han convertido en la principal fuente de energía y ha conllevado al desarrollo industrial de poblaciones. Sin embargo, es evidente que dicho recurso se está agotando debido al incremento demográfico que demanda mayor energía no solo del

 

24 sector industrial sino de la población en general. Por lo anterior, países desarrollados, como Estados Unidos, a mediados del siglo XX, implementaron la exploración y explotación de  petróleo en YNC mediante la técnica del Fracking o fracturamiento Hidráulico, obteniendo  producciones marginales; posteriormente y gracias al desarrollo tecnológico, a partir de los años ochenta y noventa, la producción en los YNC experimentó un avance significativo en Estados Unidos y Canadá. (ABELLAN, 2014)

6.1. Casos de estudio Caso de estudio 1 En Estados Unidos se estima que la generalización de este método ha aumentado las reservas  probadas de gas cerca de un 47 % en cuatro años y en 11 % la estimación de d e existencia de  petróleo. Además, en ese país, en 2012 se s e crearon gracias a los hidrocarburos hidrocarbu ros no convencionales extraídos a través de la fractura hidráulica 2,1 millones de empleos y contribuyó en 283.000 millones de dólares a su economía. Asimismo, según un informe, se crearán 3,3 millones de nuevos empleos y sumará 468.000 millones de dólares al crecimiento de Estados Unidos al final de la década. (SECRETARIA SECTOR ENERGÉTICO, 2017)

Caso de estudio 2 Pozo MD-409, Hassi Messaoud, Algeria El campo Hassi Messaoud Messaoud está ubicado al noroeste de Algeria, Algeria, tiene un área de proximadamente 2000 Km2. Tiene 1000 pozos perforados en un yacimiento de arenas limpias. En 1992 se implementó un tratamiento de Fracturamiento hidráulico debido a la disminución de la producción, este tratamiento le permitió en este caso al pozo MD-409 tener un producción estable en los mismos regímenes iniciales hasta mediados de 1996.

 

25 En Octubre de 1996 se implementa un tratamiento de Refracturamiento Hidráulico debido a  problemas presentados por inestabilidad inestab ilidad por ser un pozo a hueco abierto. En este Refracturamiento Hidráulico se creó una fractura con una longitud de 135 ft, altura de 11.3 ft, la cual permitió aumentar la producción en un 2500%, de 1.2 m3/h (181 Bbl/día) a 30 m3/h (4528 Bbl/día) tal y como lo ilustra la figura 5. (Ortiz, 2011)

 Figura 9: Variación de la producción con el tiempo, pozo MD-409 

Fuente: El reventón energético

Caso de estudio 3 Pozo C, Barnett Shale, Fort Worth, USA El campo Barnett Shale está ubicado al norte de Fort Worth. En este campo se implementó un tratamiento de Fracturamiento hidráulico debido a la disminución de la producción. A finales de 2000 se implementó un tratamiento de Refracturamiento Hidráulico en el que se presentó reorientación de fractura, debido al gran depletamiento del yacimiento. En el Refracturamiento

 

26 Hidráulico la producción aumentó en un 323%, de 100 MMScfd a 323 MMScfd.

 Figura 10: Variación de producción en el pozo 

Fuente: El reventón energético

6.2. Aplicación de la fractura hidráulica “fracking” en las áreas con potencial de gas no convencional de Bolivia Un estudio de los “Recursos Mundiales de Shale Gas”, realizado realizad o por el Departamento de Energía de los Estados Unidos, da cuenta de la existencia de 47 TCF (Trillones de pies cúbicos) ubicados en los esquistos devónicos del sur del país, (básicamente las serranías del chaco de Tarija). (LIENDRO, 2015). Según estos estudios, Bolivia pasaría a ocupar el sitial número 17 entre los países con mayores volúmenes de gas no convencional. Bolivia y el mundo se encuentran en un proceso dinámico de aprendizaje sobre el desarrollo de los recursos no convencionales, y este es un desafío altamente motivador para todos los  países, ya que nos encontramos en una irreversible declinación de las reservas rese rvas hidrocarburíferas convencionales a nivel internacional, y por otro lado las economías se han convertido cada vez más en “gas y petróleo dependientes” en sus procesos productivos.  productivos. 

 

27 Este quiebre tecnológico que se dio a partir de la fractura hidráulica y el rompimiento de  paradigmas, ha provocado que los países p aíses entren en un estado de “éxtasis “éxtas is energético” por la  posibilidad de mover sus economías, creando empleos, incrementando sus ingresos y sus ingresos fiscales; pero la gran motivación que tienen es la posibilidad de proyectarse hacia el autoabastecimiento de gas y combustibles. Hay que implementar políticas que tiendan a generar mayores inversiones en la investigación, el desarrollo y la adaptación de estas nuevas tecnologías a cuencas similares que tienen reservorios no convencionales, para mejorar su  performance en cuanto a la productividad. prod uctividad.

Bolivia olivia   Figura 11: Probables reservorios de shale gas en B

Fuente: Shale gas en Bolivia Para su mejor estudio se escogió el área del sub andino sur de Bolivia  5.13.1  5.1 3.1.. D escri pció ci ón de dell suba suband ndii no sur

El subandino sur boliviano se encuentra limitado por la Cordillera Oriental hacia el Oeste y Pie de Monte al Este. Abarca aproximadamente 73.630,87 km2 y comprende los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. (Flores, 2014)

 

28 El Subandino sur presenta espesores superiores a los 10.000 metros de rocas sedimentarias cuyas edades comprenden del Silúrico al reciente. Intercalaciones de areniscas y lutitas de  plataforma marina del silúrico al devónico están sobrecubiertas sobrecubie rtas por secuencias glacio-fluviales a marino-somero del Carbonifero-permico -triasico y esta a su vez por sedimentos fluvio-eolicos del Cretácico progradando a depósitos de cuenca de foreland durante el terciario. Toda esta secuencia fue deformada y plegada durante la orogénesis andina del mioceno tardío. Los esfuerzos compresivos de la orogénesis andina ocurrida durante el Mioceno-Plioceno generaron trampas estructurales limitadas por fallas inversas que almacenaron importantes cantidades de gas y petróleo, por consiguiente, el Subandino Sur contiene el 80% de las reservas de Hidrocarburos de Bolivia.  5.13.2  5.1 3.2.. D escri pció ci ón D De evóni vónico co –  Lo  L os M Mo onos

Esta formación es la Roca Madre y Sello en la zona Subandina. Conformada por limolitas y lutitas negras laminadas con finas capas de areniscas. Extremadamente afectada por plegamientos y fallas.

Caracterización: Altos buzamientos Sistema de esfuerzo tipo Strike Slip Alta presión de formación Formación altamente micro fracturadas y frágil en planos de estratificación. Lutitas dispersables laminadas. Diámetros de perforación 12 ¼”.

Problemas potenciales: Inestabilidad del pozo debido a fuerzas tectónicas, micro fracturas

 

29 Desarrollo de esfuerzos de corte en las paredes del pozo. Inestabilidad debido a prolongados tiempos de hueco abierto. Lutitas dispersables.

 Figura 12: Columna estratigráfica del subandino sur

Fuente: Subandino sur Las formaciones Iquiri y Los Monos son señaladas como reservas de tight gas (reservorio con  porosidad muy pobre). Sin embargo, embar go, estos reservorios no han sido sometidos s ometidos a ninguna técnica referente a gas no convencional. Bolivia cuenta con potenciales reservorios para gas no convencional o tight gas, en las formaciones Iquiri y Los Monos, ubicadas principalmente en la faja sub andina, según el geólogo Asterio Ayaviri. Geológicamente en el país, existen detecciones de tight gas (gas natural entrampado en areniscas de baja porosidad) en los pozos perforados en la faja sub andina y algunos de la llanura chaqueña configurando una extensa zona con gran potencial Ayaviri indica que Bolivia tiene una secuencia estratigráfica muy espesa, con grandes unidades de rocas del

 

30  periodo Paleozoico, Mesozoico y Terciario, en intervalos interv alos con características litológicas especiales y es dentro de esta columna litológica que se encuentran tanto las rocas generadoras y contenedoras de gas y petróleo. En consecuencia, el geólogo señala a las formaciones Iquiri y Los Monos como reservorios de gas no convencional, puesto que cuando se perfora en busca de gas natural, se detectan altas concentraciones de tight gas en las arcillas y algunas arenas de la Formación Los Monos. Sin embargo, estos reservorios de gas no convencional no han sido estudiados aún, ni explotados, aclara. Clásicamente el mayor volumen de gas natural en el país, es explotado de las areniscas o reservorios naturalmente fracturado del Sistema Devónico, explica Ayaviri. Actualmente, no existe en Bolivia ningún programa para producir gas no convencional, ya que hay suficientes reservas de gas convencional que necesitan ser descubiertas, admite el experto. Esta técnica se realiza en zonas superficiales donde no se requiere exploraciones profundas. A diferencia de Estados Unidos, en Bolivia se requeriría realizar perforaciones profundas por debajo de los 3.000 o 4.000 metros, advierte. Cabe mencionar por otro lado, que las formaciones Los Monos de edad Devónica y Kirusillas de edad Silúrica, son las rocas que dieron origen al petróleo y gas, los que luego migraron a los rocas reservorio quedando finalmente atrapados en ciertas formaciones del subsuelo (trampas) de donde se explota actualmente Dentro de la columna litológica de Bolivia, existen muchos de reservorios productores, pero los más importantes son el reservorio Santa Rosa y Huamampampa  presente en los megacampos gasíferos del sur del país.  5.13.3  5.1 3.3.. Técnicas de extracción para yacimientos no convencionales

Existen dos técnicas que se combinan para extraer el shale gas: la fractura hidráulica, también conocida como “fracking”, y la perforación horizontal.  horizontal. 

 

31  5.13.4  5.1 3.4.. Costos económicos de inversión

Costo de perforación multilateral: 65.3 millones de dólares Costo de la operación de "fracking"

Tabla 1 Costos aproximados del fracking en Bolivia  

Costo total: 66.0 millones de dólares.

 

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7.-  Conclusiones De acuerdo a las revisiones de los diferentes documentos sobre la extracción de los hidrocarburos no convencionales en Bolivia se puede concluir que: 1.-  La aplicación de la combinación de perforación horizontal y la técnica de fracturamiento hidráulico también conocido “fracking” permitirá a Bolivia extraer los hidrocarburos no convencionales y de esta manera podrá incrementar la producción boliviana. 2.-  La técnica de fracturamiento hidráulico tiene un desarrollo de más de cien años. Por tanto, es una tecnología madura, con equipos, procesos y fluidos normalizados que  pueden ser considerados seguros. s eguros. 3.-  Las evidencias de recursos de shale gas en Bolivia se encuentran distribuidos en las regiones de Subandino norte, centro y sur; en la llanura Chaco beniana y en el Altiplano. 4.-  La perforación dirigida multilateral permite abarcar mayor área del reservorio para extraer hidrocarburos almacenados en esta formación y así maximizar la producción. 5.-  La propuesta de perforación dirigida multilateral maximiza la producción de un pozo debido a que tenemos más de una entrada para el hidrocarburo y fluya mayor volumen de hidrocarburos en menos tiempo. 6.-  Para llevar a cabo esta investigación, se acudieron a fuentes primarias y secundarias que tienen relación con el tema a desarrollar. 7.-  El método de fracturamiento hidráulico ha demostrado ser rentable en diferentes pozos estudiados. A nivel nacional, no solo eleva la producción en pozos con bajos caudales, sino que posibilita la producción en pozos abandonados. Además, abre una ventana hacia la producción de hidrocarburos no convencionales en Bolivia.

 

33 8.-  Los costos para realizar la extracción de shale gas, varían de acuerdo a la ubicación geográfica del pozo a perforar.

9.-  Los grandes yacimientos que poseen altas permeabilidades en Bolivia se encuentran en la etapa de depletacion, y debido a esto, los hidrocarburos que abastecerán a las diferentes economías provendrán de yacimientos con baja permeabilidad.

 Figura 13: Evolución de las reservas de gas natural 1987 - 2016  

10.- 

Con los datos del 2013 y el ritmo de consumo se tiene que Bolivia solo tiene

10.45 trillones de pies cúbicos de gas convencional y 211045 millones de barriles de  petróleo en sus reservas probadas. pr obadas. Si Bolivia sigue extrayendo 15,3% más gas y 3,7% más petróleo por año, se acabará de sus reservas de gas en el 2026 y de petróleo en el 2020.

 

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8.-  Referencias bibliográficas

BANEGAS, D. F. (1 de 9 de 2014). ESTIMACIÓN 2014).  ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL PRODUCTIVO DE LA  FORMACIÓN LOS MONOS EN LA ESTRUCTURA. Obtenido ESTRUCTURA. Obtenido de sitio web. CEDEÑO, J. G. (26 de 9 de 2013). Aplicación 2013).  Aplicación de la Fractura Hidráulica en la Cuenca Oriente  Ecuatoriana. Obtenido  Ecuatoriana.  Obtenido de sitio web. EL DIARIO. (28 de 2 de 2018). bajara produccion de gas de 60 a 50 MMcd. Obtenido MMcd.  Obtenido de pagina internet: http://www.eldiario.net/noticias/2018/2018_02/nt180228/economia.php?n=17& bajara-produccion-de-gas-de-60-a-55mmcd  bajara-produccion-de-gas -de-60-a-55mmcd Flores, B. C. (19 de 4 de 2014). COLUMNA ESTRATIGRAFICA DEL SUBANDINO SUR.  SUR.  Obtenido de sitio web. LIENDRO, E. (24 de 9 de 2015). ESTUDIO 2015).  ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TECNICA DE  FRACTURAMIENTO. Obtenido  FRACTURAMIENTO.  Obtenido de ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TECNICA DE FRACTURAMIENTO. Opaso, C. (24 de 1 de 2017). Fracturando 2017).  Fracturando el futuro energético de Chile. Obtenido Chile.  Obtenido de sitio web. ROSAS, L. A. (5 de 2 de 2014). TESIS: EL FRACKING PARA LA EXTRACCIÓN DE GAS  NATURAL NO CONVENCIONAL EN ESTADOS UNIDOS Y CANADÁ: BENEFICIOS,  RIESGOS E IMPLICACIONES. MEXICO: UNAM. Obtenido UNAM. Obtenido de SITIO WEB. User. (5 de 2 de 2017). INCREMENTO 2017).  INCREMENTO DE PRODUCCION DE HIDROCARBUROS  MEDIANTE LA ESTIMULACION POR FRACTURAMIENTO HIDRAULICO EN EL  POZO SABALO-X8. Obtenido SABALO-X8. Obtenido de SITIO WEB.

 

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9.-  Anexos  Anexo 1: Equipo de fracturamiento en superficie 

 Anexo 2: Bombas de fracturamiento 

 

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 Anexo 3: Unidad de tubería flexible adaptada a las necesidades de fracturamiento hidráulico 

 

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 Anexo 4: Proceso de fracturamiento hidráulico