GAS DE LUTITA A LA VANGUARDIA

ING. RAFAEL VIÑAS RODRIGUEZ

Facultad de Ingeniería

UNAM

Puebla de Zaragoza, octubre de 2017

1

TEMARIO

1. Geología del yacimiento (Características).

2. Técnicas de perforación.

3. Técnicas de terminación.

4. Técnicas de fracturamiento.

5. Vanguardia del gas de lutita (Shale gas) en Estados Unidos de América yen Canadá, avances y nueva tecnología. Uso de agua para elfracturamiento y costos.

6. Cuencas en México.

7. Avances de la perforación y terminación de este tipo de pozos enMéxico.

8. Estrategia de desarrollo.

9. Conclusiones.

2

.

3

Lutitas bituminosas

Arenas bituminosas

Gas en areniscas

compactadas

Lutitas aceitíferas y

gasíferas.

Gas metano del Carbón

Hidratos de gas

YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

4

Hidrocarburos en formaciones Tight :

Tight es el nombre que reciben todas las formaciones de bajapermeabilidad que contienen de forma apretada petróleo y gas en suinterior. En ellas se encuentran el shale oil y shale gas, el tight oil y tight gas

Gas de Lutita y Aceite de Lutita(Shale oil y Shale gas)

Se conoce como shale oil y shale gas a los recursos que se encuentran atrapados enformaciones geológicas de baja permeabilidad a las que se denomina shale.-LUTITA oroca de esquisto. Desde el punto de vista químico y de sus propiedades energéticas,son recursos similares al petróleo convencional. Se distinguen por algunaspropiedades físicas y porque la extracción es más difícil y costosa al requerir lautilización de métodos de fracturación de la roca, perforación horizontal .

TIPOLOGÍA DE RECURSOS NO CONVENCIONALES:

5

CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS EN PLAYS DE ACEITE Y GAS EN LUTITAS

Para considerar un play no convencional de aceite y gas

lutitas se deben cumplir al menos las siguientes

características de la roca:

Riqueza orgánica total: COT>1%, kerógeno tipo II y III.

Rangos de madurez térmica: Ro>1.5%, Tmax>440°C.

Litología arcillosa intercalada con calizas o rocas clásticas

con propiedades mecánicas favorables para el

fracturamiento hidráulico.

Aceite y/o gas libre en los espacios porosos (micro,

nanoporosidad) y fracturas.

Gas adsorbido en kerógeno y en las partículas arcillosas.

CoT= Carbón Orgánico Total.

Ro= Rango de madurez térmica.

6

MADUREZ TERMAL EN BASE A LA REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (RO%)

7

RANGOS DE PERMEABILIDAD ENTRE

YACIMIENTOS DE SHALE GAS Y YACIMIENTOS CONVENCIONALES

8

CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO

La lutita , es una abundante roca sedimentaria de permeabilidad extremadamente baja, a menudo

se considera una barrera natural para la migración del petróleo y el gas.

En las lutitas gasíferas, el gas es generado localmente; la lutita actúa a la vez como roca

generadora (roca madre) y como yacimiento. Este gas puede almacenarse intersticialmente en los

espacios porosos, entre los granos de rocas o las fracturas de la lutita

Las cualidades que son particularmente características de la lutita gasífera incluyen el alcance

regional, la falta de un sello y trampa , la ausencia de un contacto gas-agua bien definido, la

presencia de fracturas naturales, una recuperación final estimada por lo general más baja que la de

una acumulación convencional .

9

DISTRIBUCIÓN MUNDIAL DE CUENCAS CON

POTENCIAL DE ACEITE Y GAS EN LUTITAS

El negocio de shale oil/gas es un fenómeno que ha

cobrado importancia a nivel mundial a partir de la

búsqueda de soluciones para la demanda futura de

energéticos, especialmente en países de economías

emergentes y alta población.

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CRUDO

La contribución de este tipo de yacimientos a la

producción mundial de hidrocarburos, especialmente los

relacionados con gas , comienza a ser notable y es

importante establecer estrategias para acceder a este tipo

de recursos. 40 % OPEP,47 % NO OPEP Y 12 % NO

CONVENCIONAL.

10

PAÍSES CON MAYORES RECURSOS

1,115

802707 665

573 545437

390285 245

Recuperable Shale Gas (Tcf)

Total

mundial

7,299

75

58

3227 26

13 139 9 8

Aceite de Lutitas Recuperables (Bob)

PAISES 41

CUENCAS 95

FORMACIONES 137

RECURSOS TECNICAMENTERECUPERABLES (Tcf)

7,299

RECURSOS TECNICAMENTE RECUPERABLES (Bob) 345

11

TÉCNICAS DE PERFORACIÓN

12

La tecnología y el proceso de producción de shale gas son singulares y complejos cuando se les compara con

los yacimientos convencionales. En términos generales el proceso puede describirse de la siguiente manera:

Para extraer shale gas, el primer paso es la evaluación de los recursos o exploración; inicia recopilando datos

geológicos, geoquímicos y sísmicos para analizarlos. De ser necesario se analizan investigaciones sísmicas

complementarias para afinar , decidiendo la perforación de sondeo o el abandono de la zona sino se considera

apropiada.

La perforación de investigación es el único medio fiable para poder determinar la presencia de hidrocarburos y la

vialidad de su extracción.

Cabe mencionar que los acuíferos se encuentran en promedio a 500 metros de profundidad, mientras que los

pozos de shale gas están a 1500 y 3000 metros o más.

PROCESO DE PERFORACIÓN DE

SHALE GAS

13

POZOS HORIZONTALES

La perforación de este tipo de yacimientos implica la perforación direccional, más en este tipo de

perforaciones cuya permeabilidad es nula, hay que hacer la perforación en una forma paralela al

yacimiento, eso se conoce como perforación horizontal.

Esta perforación es ampliamente conocida y México tiene la tecnología adecuada para hacer este tipo de

perforación. Se puede hacer con una sarta de perforación estándar solo con el aparejo direccional o con

una sarta sofisticada y con apoyos como el MWD, LWD; o tubería flexible, sus profundidades van desde

1500mts a 3000mts.

A la hora de perforar en el yacimientos se debe hacer con un LODO LIBRE DE SOLIDOS O POLIMERICO

con el fin de no dañarlo.

14

Asegurado el aislamiento del pozo, el tercer paso consiste en el proceso de estimulación mediante la fracturación

hidráulica (fracking). Este procedimiento consiste en que una vez que la perforación ha alcanzado la capa de gas y se ha

hecho la terminación , se inyecta una mezcla de grandes cantidades de agua, arena y químicos a alta presión (98% de

agua y arena y 2% de aditivos, en promedio) conocida como fluido de fracturación. Esta acción provoca pequeñas

fracturas en las lutitas y libera el gas atrapado en la roca.

La perforación horizontal y la fracturación hidráulica han ampliado significativamente la capacidad de recuperación de

plays de baja permeabilidad. Sin embargo, en estos yacimientos el factor de recuperación se sitúa entre 4 y 10%, que

contrasta con 30 u 40% que alcanzan los yacimientos convencionales. En este mismo sentido, los yacimientos de shale

gas presentan tasas anuales de declinación altas, del orden de 29 y 52% ya que con el tiempo el gas tiende a quedarse

atrapado nuevamente y exige seguir repitiendo el proceso de manera regular a fin de evitar la caída acelerada de

producción. El proceso de extracción demanda entonces inversiones cada vez mayores para extraer cada vez menos

producción.

Finalmente en el siguiente paso consiste en la extracción. El agua residual contiene fragmentos de metales pesados y

radioactivos que se mezclan con los reflujos de la roca, llevándolos a la superficie con el gas extraído. La mayor parte del

reflujo de la fracturación, se transporta desde el pozo de perforación hacia los puntos de tratamiento y eliminación. En la

actualidad está presente el reto por desarrollar nuevas y más eficientes técnicas para procesar el fluido in situ a fin de

reducir los costos y los impactos ambientales.

15

PRINCIPALES SECCIONES DE UNPOZO HORIZONTAL

1. Sección vertical

2. Punto de comienzo de desviación (Kick off point- KOP)

3. Primer sección construida (Build-Up-Rate, BUR)

4. Sección tangencial

5. Segunda sección construida (Build-Up-Rate, BUR)

6. Sección horizontal

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En la siguiente tabla, se muestran los tres tipos de pozos horizontales básicos, cuya clasificación está

relacionada con la tasa de aumento de ángulo, su radio de curvatura y con el alcance horizontal, asimismo

se muestra la recomendación del tamaño de agujero para su implementación.

17

o Aumento del área de drene del pozo o del área expuesta al flujo.

o Retarda la conificación de agua si la hay y/o gas debido a que es posible obtener más producción con

una menor caída de presión. Esto debido a que, a diferencia de los pozos verticales, la mayor caída de

presión ocurre en las cercanías del pozo; mientras que en pozos horizontales, esta caída de presión es

pequeña y aproximadamente uniforme a lo largo del yacimiento.

Ventajas y desventajas de los pozos

horizontales

o Dificultad para la toma de núcleos.

o La corrida de registros para corregir el rumbo de la perforación presenta dificultad.

o Únicamente una parte de la longitud total, permite producir o inyectar (longitud efectiva del pozos).

Ventajas

Desventajas

18

.

19

Evaluación del yacimientoUna vez que se han identificado la zona de lutitas, el siguiente paso es evaluar el yacimiento a fin de calibrar la

perforación y la fracturación hidráulica (Quijano, 2011). Para ello se requiere obtener la información siguiente:

• Características del yacimiento: a partir de registros eléctricos y núcleos: porosidad,

permeabilidad, mineralogía, contenido orgánico, gas libre y absorbido, saturación de agua,

mecánica del subsuelo.

• Fracturas: porosidad, presión, contención, conductividad y mantenimiento del área

fracturada.

• Heterogeneidad de la formación objetivo: tipo de roca, respuesta a registros eléctricos,

calibración con datos de núcleos, identificación de las mejores áreas.

• En la explotación: presión de fractura, conductividad, apertura, sinuosidad, producción de

sólidos y sensibilidad a los fluidos.

• Almacenamiento de gas: gas libre y gas absorbido en la matriz en función de la presión y

tipo de roca.

• Simulación: física del yacimiento (almacenamiento y difusión de la matriz a la fractura),

sistemas de porosidad, incorporación del gas reabsorbido por la fractura.

• Simulación de fracturas: mallado, doble porosidad, transmisibilidades.20

En la zona de la perforación horizontal el pozo puede quedar:

a) Con una tubería de revestimiento.

b) En agujero descubierto.

En el caso a) implica más tiempo, más costo de TRs, disparos, etc.

En el caso b) es lo más acostumbrado y conocido en el mundo ya que implica menos costos.

Los tiempos de perforación en este de yacimientos van desde 8 días a 20 días. No se requiere que los

equipos tengan grandes capacidades pueden ser de 800 a 1000 hps. de potencia. El diseño del pozo para

el caso b) implica dos TRs. La superficial y la intermedia.

El diseño del pozo va con una TR superficial cuyo objetivo es aislar acuíferos someros y otra TR la

llamada intermedia con el fin de pasar zonas de presiones anormales antes de llegar al yacimiento

productor.

21

1. CLMS: Consiste en el aislamiento etapa por etapa en al TR productora , lo cual se logra colocando

herramientas especiales de aislamiento etapa por etapa que hacen la función de un empacador, con Tr

corta de acero o tubería flexible , seguido del fracturamiento del pozo.

2. OHMS (fracturamiento en pozos no cementados): Es usado en agujero descubierto , consta de

herramientas de fondo, empacadores y camisas de estimulación , en lugar de perforar TR las camisas de

estimulación se ubican entre los empacadores.

MÉTODOS UTILIZADOS EN

TERMINACIÓN HORIZONTAL

22

Este tipo de terminación ofrece una alternativa a la cementación y perforación convencional. Los sistemas de camisas

deslizables son desarrollados como parte de la sarta de producción. Un sistema colgador de liner asegura un sello adecuado.

Estas camisas pueden ser selectivamente abiertas (y en algunos casos cerradas) usando activación con bola, o dispositivos

de cambio mecánico en juntas en la tubería flexible, para dar acceso al sitio de iniciación de la fractura. Los empacadores

convencionales proveen aislamiento mecánico entre los intervalos disparados, permitiendo que el tratamiento de fractura sea el

apropiado para cada zona de acuerdo con sus propios requerimientos. Los sistemas mecánicos de camisas deslizables

activadas con bola son usados en terminaciones en agujero descubierto. Este método permite que el proceso sea mucho más

rápido y con mayores intervalos por día , así como posibles reestimulaciones de las zonas posteriormente. Los sistemas más

avanzados permiten hasta 26 etapas de estimulación.

TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO Y MÚLTIPLES ETAPAS

Técnica de camisas deslizables activadas por bolas

23

FRACTURAMIENTO

24

FRACTURAMIENO

• También llamado fracking, consiste en bombear fluidos a presiones lo suficientemente altas para fracturar la roca.

• Se desarrolla en la década de 1950

• Se aplica a mediados de 1980 a los pozos de gas

25

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

La fracturación hidráulica es una técnica desarrollada en USA a inicios de siglo XX al objeto de mejorar el flujo

de los pozos de muy baja productividad. Al final de los años 70´s, la fracturación hidráulica ya era una

tecnología probada, aplicada de un modo estándar para transformar en comerciales, pozos de baja

productividad, fundamentalmente, de gas y en yacimientos convencionales.

La técnica consiste en generar uno o varios canales de elevada permeabilidad a través de la inyección de

agua a alta presión, el fluido alcanza los objetivos por conducto del pozo entubado que lo inyecta en las

formaciones más impregnadas de gas, de modo que supere la resistencia de la roca y que abra una fractura

controlada en el fondo de pozo.

Con el fin de evitar el natural cierre de la fractura, en el momento en que se debilita la presión hidráulica que

la mantienen abierta, se bombea, junto con el agua, un agente de sostenimiento (apuntalante), comúnmente

arena, que mantiene las fracturas abiertas de modo permanente, permitiendo que los hidrocarburos fluyan

hacia el pozo, después los fluidos inyectados (el flujo de retorno de agua) se recuperan a la superficie.

26

EQUIPO EMPLEADO PARA UNA

FRACTURACIÓN HIDRÁULICA

27

FLUIDO DE FRACTURACIÓN

Una composición típica de un fluido de fracturación suele ser aproximadamente entre un 95 a 98 % de agua (no necesariamente

potable), que incorpora hasta un 5% de arena de sostenimiento (apuntalante) y menos de un 2% de productos químicos, que se

detallan más adelante.

La composición de fluido de fracturación varía de un producto a otro y el diseño del fluido varía en función de las características

de la formación objetivo y objetivos operacionales.

Funciones del fluido de fracturación:– Transmitir energía a la formación según la presión y la tasa de inyección.

– Transportar el apuntalante por tuberías, región del pozo y fractura.– Su recuperación debe ser fácil y compatible con los minerales y fluidos de la formación.

Propiedades que deben cumplir:o Bajo coeficiente de pérdida de fluido

o Compatible con el fluido de formación y con la roca.

o Fácil remoción

o Mínimo daño a la formación

o Alta capacidad de transporte de apuntalante durante toda la operación.

o A mayor profundidad se requiere que la viscosidad aumente para mantener la capacidad de transporte.

o Bajas pérdidas de presión por fricción en la tubería. 28

Consumo de agua

En general, la perforación convencional requiere grandes volúmenes de agua para enfriar y lubricar la barrena de

perforación y eliminar el lodo resultante. La fracturación hidráulica requiere alrededor de diez veces más agua .

Los volúmenes requeridos para la explotación del shale gas varían en función de las características geológicas del

yacimiento, de la profundidad alcanzada por los pozos y del número de etapas de fracturación hidráulica. No se

puede, por tanto, concretar la cantidad de agua necesaria de una manera generalizada, sino estimar rangos de

consumo.

En términos generales y para dar una idea de magnitud, el volumen total de agua utilizada en una etapa de

estimulación por fracturación hidráulica, puede encontrarse en un rango de 1,000 m3 a 2,000 m3 por etapa. Esto

hace que para una estimulación media/alta de 10 etapas por pozo, el consumo total se sitúe en un intervalo entre

10.000 m3 y 20.000 m3 (lo que equivale a 10,000,000- 20,000,000 de litros ó 1000 pipas estándar de 20,000 litros)

por pozo horizontal . Este volumen de agua en yacimientos de shale gas se inyecta a un gasto de 16,000 litros por

minuto, contra el promedio de 10,000 litros por minuto para otros tipos de yacimientos.

29

Medidas de Mitigación y control de AGUA

En cualquier caso, cabe adoptar una serie de medidas atenuantes que optimicen el consumo de agua

necesaria. La primera debe ser la investigación previa de la disponibilidad de agua superficial y

subterránea a través de un estudio local que incluya la posibilidad de fuentes alternativas, y dentro del

estudio de impacto ambiental.

En segundo lugar minimizar las necesidades de agua dulce, mediante la reutilización del agua de retorno

y la realización de fracturaciones hidráulicas menos demandantes en agua dulce, en este sentido la

tecnología está avanzando en dos frentes: operaciones de fracturación cada vez más focalizadas menos

demandantes en agua y con productos más amigables para el medioambiente así como la utilización de

aguas salobres.

30

Agente apuntalanteEs un agente empleado en la mezcla del fluido de fracturación para mantener las fracturas abiertas y permite a los gases/fluidos

fluyan libremente hacia el pozo . Los apuntalante empleados en el fracturamiento de lutitas son las arenas. Aunque no hay un

estándar para el tamaño del agente de sostén, es común que se emplee para los yacimientos de gas lutitas tamaños

particularmente más pequeños como de malla 100 (nominal de 70 a 140) .

Usos y selección del apuntalante La permeabilidad depende del tamaño y distribución de la fractura, la presión de

cierre y los posibles daños al apuntalante bien por el tratamiento de líquidos

residuales, o por la conducción de otros flujos.

Los apuntalante mantienen abierta la fractura a la longitud y altura del intervalo y

funcionan como vía permeable para acelerar el flujo al pozo.

Calibración: A mayor proporción del apuntalante, mayor permeabilidad y mayor

dificultad de colocación.

Los apuntalante más grandes abren áreas más amplias al flujo, pero pueden reducir

el diámetro de perforación, el cual debe ser seis veces mayor que el diámetro del

puntal. El ancho de la fractura debe ser tres veces mayor que el diámetro del puntal.

31

Tratamiento y control del fluido de retorno (flowback)Una vez que el procedimiento de fracturación se ha completado, el líquido vuelve a la superficie en una etapa de proceso que se

refiere como "el flujo de retorno o flowback “. Aproximadamente entre el 15% y el 85% de los fluidos inyectados durante la

fracturación alcanzan de nuevo la superficie en los primeros días, cuando el pozo es despresurizado .

El retorno del agua a los niveles superficiales depende de varios factores (diseño de la fracturación, característica del fluido de

fracturación empleado, propiedades de la lutita, etc. En consecuencia, cada pozo en un multi-pad también generará entre 1,300–

23,000 m3 de fluido de retorno. Aproximadamente el 40% del flujo de retorno total sobreviene en los primeros cuatro días

después de la fractura.

Estas aguas de retorno contienen, por tanto, sales, metano, compuestos orgánicos e inorgánicos provenientes de la roca y los

aditivos químicos fracturantes y contaminantes del subsuelo movilizados durante el proceso, incluidos los compuestos orgánicos

tóxicos, metales pesados y materiales radiactivos naturales. Del mismo modo, cualquier fluido del flujo de retorno que no se

recupera permanece bajo tierra donde existe la preocupación de que es, o puede llegar a ser, una fuente de contaminación a

otras formaciones que incluyen acuíferos.

Como medidas correctoras, el agua de retorno puede ser objeto de los siguientes tratamientos:

a) Reutilización, con el fin de reducir las necesidades del recurso. La composición del agua de retorno varía con el tiempo,

incrementando su salinidad. Antes de ser mezclada con agua dulce para su reutilización, se la somete a un tratamiento con

el fin de eliminar los sólidos y otras impurezas.

b) La inyección en acuíferos profundos. Esta práctica está muy extendida en EE.UU. Obviamente la inyección requiere de los

adecuados estudios geológicos y comprobaciones de campo. Frecuentemente son antiguos yacimientos de hidrocarburos ya

sin presión. En ocasiones se perforan pozos de inyección en formaciones salinas que han demostrado su capacidad para ser

utilizadas como almacenes.32

1) Radioactividad en el agua de retorno.

Es radioactividad tipo natural y no es causado por el fracturamiento hidráulico.

2) Sismicidad inducida

Una es de menor intensidad y no se puede apreciar. Otra en zonas halladas del subsuelo que producen

sismos de baja intensidad.

PROBLEMAS ASOCIADOS AL

FRACTURAMEINTO

33

CANADÁ Y EUA

34

CANADÁ

En Canadá se ha estado trabajando arduamente en la perforación de los pozos de gas de lutitasiendo el 3er. país productor de este hidrocarburo en el mundo con 188 bcm después de Rusiacon 607 bcm y de EUA con 546 bcm .

Ha perforado alrededor de 10000 pozos en 4 años con el fin de disminuir la tendencia a la baja quetraían en producción y continúan perforando alrededor de 4000 pozos por año .

Canada esta trabajando en incrementar su tecnología durante la perforación con el fin de ser máseficientes en sus costos y tiempos.

35

MODELO CONCEPTUAL DE RIESGO

AMBIENTAL PARA DESARROLLO DE

SHALE GAS-OIL

Fracturación hidráulica

Uso de aditivos de fracking

Agua

Aire

Drenaje

pluvial

Solubilizacion

Bioacumulación

Lavado

Filtración

Adsorción

Suelo

Agua superficial

Agua Subteranea

Biota

Fuentes primarias Contaminantes

Mecanismo de liberación

Medio afectado o fuente

secundaria

Mecanismo potencial de dispersión

Medio de exposición

Vía de exposición

36

EQUIPO DE COMPUTACIÓN

INTEGRALES

• Rendimiento del 15% el tiempo de perforación.

• Mayor exactitud.

• Reducir el Riesgo con 200 /días.

• Al final se reduce un 10% de los costos de operación.

37

UTILIZACIÓN DE EMPACADORES ESPECIALES“SWELLABLE PACKERS”

Des-uso de empacadores grandes.

Operación Sencilla

Gran área de sellado

Ventajas

Dificultad de instalación

Perdidas de sello con

temperatura en corto tiempo.

Desventajas

38

Uso de empacadores sencillos “Single Element Packers”.

-Bajo costo

-Fácil Instalación

-Capacidad de alta expansión

-Actúa con las irregularidades del

pozos

-Mantiene integridad con los cambios térmicos .

Ventajas

-Corto sello a la formación

Desventajas

39

DUAL ELEMENT PACKER

• Fácil Instalación (corto / compacto)

• Alta capacidad de ampliación

• Se ajusta a las irregularidades del pozo

• Resistente a los choques térmicos

• Reversiones de presión de carga en el elemento nuevo

• Aislamiento de redundancia (sellado más largo)

• Aumento de anclaje

Ventajas

40

CASO DE ESTUDIO 2. ESTUDIO DE POZOSEN PRODUCCIÓN

Number of Wells

Stages Fluid(𝒎𝟑)

Proppant(t)

LateralLength

(m)

Single elementsupplier

8 9-18 15,336 1,514 1,558

Dual elementsupplier

17 13-21 8,691 1,399 1,280

41

CASO DE ESTUDIO 3. COSTO DE TERMINACIÓN

42

CANADÁ

Canadá está trabajando en regulaciones

en el fractura miento con arena, revisando

el fenómeno de arena de fractura en

condiciones de salud y han bajado el

tamaño del polvo de 0.01 𝑚𝑔𝑚3 a 0.05

𝑚𝑔𝑚3 haciendo un beneficio para la salud

de sus trabajadores.

43

CASO DE ESTUDIO 3. COSTO DE TERMINACIÓN

Se han tomado medidas para el control del Polvo

como:

Mascarillas de respiración apropiadas.

Nuevas reglas de control de Polvo.

Materiales químicos biodegradables.

Las leyes canadienses exigen un mayor control a la

exposición del FRACTURAMIENTO al respirar la

arena silica que se usa en este.

44

REGULACIÓN SHALE

1.Maximizar el valor económico de los

hidrocarburos

1.Preservaion de la calidad del aire ydel agua (sub y superficial).

2. Minimizar accidentesoperacionales.

3. Prevenir contaminación porrecortes, fluidos de retorno yquímicos.

4. Minimizar la huella ambiental.

5. Prevenir fricciones con la sociedadpor las operaciones en campo

Metas

Programa: Exploración, laboratorios de campo,

desarrollo masivo.

1. Posición de las peras.

2. Tipos de lodos de perforación.

3.Tuberia de revestimiento.

4.Calidad de la cementación.

5. Fracturamiento hidráulico

6. Descargas de fluidos y solidos.

7. Quemas y venteo de gas.

8. Logística de transportación terrestre.

Rubro de Reguladores

45

ESTADOS UNIDOS DE NORTEAMERICA

• Su producción es de alrededor de 546 bcm .

• La producción de shale gas o gas natural de lutita en los Estados Unidos ha sorprendido al mundopor su rápido desarrollo y repercusión en la disminución del precio del combustible y el aumento dereservas de hidrocarburos. Este desarrollo ha crecido junto con la oferta de petróleo y decondensados de gas natural. Se estima que los Estados Unidos serían autosuficientes en petróleoy superavitarios en gas natural en menos de 30 años. El renovado impulso de los hidrocarburos no-convencionales empieza a ser visto como una “revolución energética” que dará nuevo dinamismo ala economía de ese país.

46

De las lutitas explotadas activamente, la más vasta es la lutita Haynesville-Bossier con un GIP

estimado en 20.3 trillones de m3 [717 Tpc]. Le sigue la lutita Barnett con 9.3 trillones de m3 [327

Tpc]. Pero existen diversos recursos de lutitas actualmente en producción. Algunos de los más

notables son Fayetteville, Woodford, Antrim, Eagle Ford y New Albany.

47

IMPACTO DE LA EXPLORACIÓN DE LOS RECURSOS NO CONVENCIONALES EN LOS EUA

La máxima producción de petróleo

en los Estados Unidos alcanzó los

9.6 MMbd en 1970, observándose

una declinación hacia el 2008 y un

repunte en 2012 con la entrada de

campos no convencionales de

aceite en lutitas (shale oil).

La producción de gas tendrá en el

futuro una contribución mayoritaria

del gas en lutitas y de gas en

areniscas compactas (tight gas).

Debido a los bajos precios del gas

se está dando un cambio hacia la

búsqueda y explotación de

yacimientos con mayor contenido

de líquidos

48

USO DE AGUA POR POZO PARA

PERFORACIÓN Y FRACTURACIÓN(EN MILLONES DE LITROS)

• USO DE AGUA POR POZO PARA PERFORACIÓN Y FRACTURACIÓN (En millones de litros)

• VOLUMEN DE AGUA POR POZO TOTAL: Volumen de agua.

• PRIMERA CIFRA PERFORACIÓN, SEGUNDA FRACTURAMIENTO Y TOTAL.

Barnett 1,5 8,7 10,2

Fayetteville 0,2 11,0 11,2

Haynesville 3,8 10,2 14,0

Marcellus 0,3 14,4 14

49

POZOS AUTORIZADOS FORMACIÓN

EAGLE FORD, AL 1 DE ABRIL 2016

3,966 permisos

10,921 terminados/Aceite

5,046 terminados/ Gas

50

INCERTIDUMBRE EN LA PRODUCCIÓN

Una de las principales preocupaciones dentro de la producción de hidrocarburos provenientes de

los yacimientos de shale, es su rápido decaimiento, debido a que los pozos comienzan a decaer

poco tiempo después que han comenzado a producir. Y llegando en pocos años a tasas de

producción bajas o de escasa rentabilidad, por lo que la forma en que se supera este problema es

con la perforación masiva de pozos en estos yacimientos.

51

Costos de producción de shale gas

Los costos de pozo (rojo oscuro) se mantuvieron ligeramente más bajos durante el período, pero los costos de

descubrimiento y desarrollo (azul claro) de la empresa se redujeron significativamente durante el período. La

producción (amarillo) y las reservas (verde) aumentaron considerablemente durante el período de estudio. (Los

datos de 2011 corresponden a los primeros seis meses del año.

52

53

Pemex inició los trabajos exploratorios

de shale oil/gas a principios del año

2010.

En abril de 2011 la Energy Information

Administration (EIA) publicó una

evaluación a nivel mundial, estimando

un recurso técnicamente recuperable

para las cuencas de México, de 681

MMMMpc de gas.

El conocimiento de más de 70 años de

exploración, permitió a PEP identificar

las provincias geológicas de Burro-

Picachos - Sabinas, Burgos, Tampico-

Misantla, Veracruz y Chihuahua como

precursoras de aceite y gas de lutitas.

En estas provincias se estimó un

recurso técnicamente recuperable de

150 a 459 MMMMpc, con una media de

297.

54

Tampico-Mizantla y Veracruz

Burgos

Sabinas-Burro-

Picachos

Chihuahua

CUENCAS DE

GAS EN

MÉXICO

55

Evaluar la prospectividad con enfoque en las áreas de aceite y gas húmedo.

Dar certidumbre a los recursos evaluados a través de la perforación de 175 pozos.

Caracterizar y delimitar las áreas de interés.

Documentar un proyecto de inversión.

56

El uso de tecnologías ha sido decisivo para reducir costos y el impacto ambiental, en un marco de

desarrollo sustentable.

EN LA EXPLORACIÓN Y DESARROLLO DE

LOS RECURSOS NO CONVENCIONALES

57

EN MÉXICO SE HAN PERFORADO 18 POZOSPozo Prof. Total

(mts)

Terminación Intervalo

Productor

(mts)

Municipios Entidad Federativa

EMERGENTE1 4,071 17-FEB-11 3,618-3,670 HIDALGO COAHUILA

PERCURTOR 1 3,436 30-MAR-12 3,330-3,390 PROGRESO COAHUILA

HABANO 1 3,770 15-ABR-12 3,703-3643 HIDALGO COAHUILA

MONTAÑES 3,200 30-ABR-12 3,155-3,080 GUERRERO COAHUILA

NOMADA 1 2,850 30-JUN-12 2,806-2,737 NAVA COAHUILA

ARBOLERO 1 4,007 07-JUL-12 3,878-3,825 ANÁHUAC NUEVO LEÓN

ANHELIDO 1 3,945 28-DIC-12 2,847-2,922 CRUILLAS TAMAULIPAS

CHUCLA 1 3,705 30-MAR-13 3,560-3645 HIDALGO COAHUILA

DURIAN 1 4,250 05-JUL-13 4,155-4,215 ANÁHUAC NUEVO LEÓN

NUNCIO 1 4,900 23-NOV-13 4,821-4,865 BURGOS TAMAULIPAS

TANGRAM 1 4,426 31-DIC-13 4,320-4,400 CHINA NUEVO LEON

GAMMA 1 3,793 22-DIC-13 3,690-3,740 GUERRERO COAHUILA

KERNEL 1 4,404 31-DIC-13 4,292-4,364 MELCHOR OCAMPO NUEVO LEÓN

BATIAL 1 4,199 21-MAY-14 4,110-4,160 LOS HERRERAS NUEVO LEÓN

MOSQUETE 1 4,156 11-JUN-14 4,030-4,094 BURGOS TAMAULIPAS

NERITA 1 4,100 8-AGO-14 3,299-4,013 LOS RAMONES NUEVO LEON

CEFIRO 1 4,598 28-SEP-14 4,502-4,560 BURGOS TAMAULIPAS

SERBL 4,750 28-ENE-15 4620-4,715 CRUILLAS TAMAULIPAS 58

REQUERIMIENTOS TÉCNICOS PARA

RECURSOS CONVENCIONALES Y

NO CONVENCIONALES EN MÉXICO

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PROBLEMÁTICA AMBIENTAL Y SOCIAL

PROBLEMÁTICA AMBIENTALLa explotación de shale gas en los Estados Unidos ha provocado una preocupación creciente por sus posibles efectos

ambientales, en particular el consumo de grandes volúmenes de agua, el uso de aditivos químicos y otras tecnologías

sofisticadas. La sola acumulación de medios y productos usados puede provocar efectos secundarios (Stapelberg, 2010). A

continuación se mencionan las principales preocupaciones:

a) Subsuelo, perforación y químicos en los fluidos

i. De acuerdo con informes de institutos de investigación, la lutita de Marcellus se encuentra a temperaturas de 35° C a 51° C

y a profundidades y presiones que pueden alcanzar los 6.000 psi. El impacto de la perforación puede alterar las

condiciones de las salmueras saturadas y los gases ácidos. Se supondría que las temperaturas altas afectan el

comportamiento del cemento, dilatan el desplazamiento de los lodos y disminuyen la circulación. A mayor profundidad,

mayor dificultad para cementar los pozos . Las inspecciones han identificado revestimientos incorrectos que son riesgos de

fugas.

ii. Se ha afirmado que algunos trabajos de fracturación han provocado pequeños sismos.

iii. La fracturación hidráulica puede afectar la movilidad de sustancias naturales en el subsuelo como fluidos, gases,

elementos traza, materiales radiactivos y materia orgánica.

iv. Estas sustancias pueden llegar a tierra o a aguas superficiales si las fracturas se extienden más allá de la formación

objetivo y alcanza los acuíferos, o si la cementación del pozo falla bajo las presiones de la fracturación hidráulica, además

de que se pueden mezclar con el reflujo y llegar así a la superficie.60

v. Los impactos potenciales de la fracturación repetida de un pozo durante su vida útil necesitan mayor estudio. No hay

suficiente información sobre sus efectos sobre el revestimiento y la cementación de pozos a corto y largo plazos.

vi. Hay casos de longitudes de fractura diferentes a las previstas, por lo que es difícil predecir y controlar su ubicación.

Debido a esta incertidumbre, se debe considerar la posibilidad de que las fracturas provocadas conduzcan a fracturas

naturales o a otras artificiales, creando vías subterráneas de contaminación de agua potable por líquidos o gases.

vii. La distancia entre pozos de agua potable, pozos exploratorios, pozos de producción, pozos abandonados, pozos de

inyección y minas subterráneas debe tener una regulación más estricta.

viii. Existe el temor de que los fluidos químicos inyectados y su eliminación expongan los pozos de agua de consumo humano

local a agentes contaminantes.

ix. Entre 2005 y 2009, las 14 empresas principales de petróleo y gas usaban más de 2.500 productos de fracturación

hidráulica que contenían 750 productos químicos y otros componentes objetables por su contenido de: a) agentes

cancerígenos, b) regulados por la Safe Drinking Water Act por sus riesgos a la salud humana y c) contaminantes peligrosos

del aire en la Clean Air Act (Waxman, 2011).

i. Los cortes de perforación contienen lutita, arena, arcilla y quedan cubiertos por los contaminantes del lodo de perforación y

del pozo. En la superficie, los residuos se separan del lodo de perforación, que se almacena para su reutilización, mientras

que los residuos se solidifican y se eliminan fuera del sitio.

ii. Para prever la exposición a derrames superficiales de los fluidos, se deben estudiar a fondo las características del sitio y

los compuestos químicos en cuestión.

iii. Otros posibles impactos están relacionados con el almacenamiento y tratamiento de residuos y lodos de perforación. Un

pozo horizontal genera casi el doble de lodo que el de un pozo vertical simple. El manejo de residuos requiere tanques de

acero especialmente diseñados.

b) Tratamiento en superficie

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iv. Los derrames superficiales del reflujo y de las aguas residuales de fracturación hidráulica pueden ocurrir por

fugas de tanques, fallas de embalse o de superficie, derrames, vandalismo, accidentes, incendio o simple

manejo incorrecto. Los derrames pueden fluir como agua superficial o infiltrarse al subsuelo y alcanzar agua

cercana, con el peligro de alcanzar mantos de agua potable.

v. Los defectos de diseño, construcción, operación, cierre de pozos y almacenamiento de desechos también

pueden provocar emanaciones, fugas y derrames.

vi. Las instalaciones de tratamiento de agua potable pueden verse afectadas por la descarga de aguas residuales

en la superficie.

vii. Las altas concentraciones de cloruro y bromuro no son los únicos problemas que deben abordarse en relación

con las instalaciones de tratamiento de agua potable. Éstas también pueden ser contaminadas por elementos

radiactivos naturales traídos a la superficie.

a) Permisos

PROBLEMÁTICA SOCIAL

Además de los problemas científicos y tecnológicos propios, la industria del shale gas debe lidiar con las autorizaciones

oficiales, como las que a continuación se enlistan:

i. Multiplicidad de permisos relativos a erosión, cruce de arroyos, aguas pluviales, tomas y distribución de agua, perforación

de pozos, mitigación de humedales, gestión de residuos, ocupación, carreteras, zonificación local, uso de suelo y

construcción, entre otros.

ii. La tramitación se hace en una diversidad de agencias públicas, por lo que el proyecto requiere planificar tiempos y

coordinar acciones para obtenerlos.62

iii. Mención especial merecen los permisos de impacto ambiental, ya que deben iniciarse con gran anticipación a

los trabajos.

iv. Negociaciones para obtener el usufructo de los terrenos, los derechos de vía y las ocupaciones temporales.

Estas negociaciones pueden ser dilatadas.

b) Recomendaciones

Algunos especialistas sugieren que podría surgir una etapa de preferencia del gas natural a nivel global bajo las condiciones

siguientes:

i) Conocimiento y participación

• Participación de la comunidad, residentes y propietarios de tierra desde el inicio.

• Establecer las bases de los indicadores ambientales clave.

• Medir y publicar la información operativa de uso del agua en la industria

ii) Elección del sitio de la perforación

• Escoger sitios por su mínimo impacto en las comunidades locales.

• Estudiar la geología del área antes de elegir el sitio de perforación y fracturación.

• Monitorear que la fracturación se limite a las formaciones productoras.

iii) Aislamiento de pozos y reducción de fugas

• Implementar reglas para el diseño, construcción, cementación e integridad de los pozos.

• Establecer la profundidad mínima de la fracturación hidráulica.

• Prevenir derrames superficiales y fugas de los pozos.63

iv) Tratamiento responsable del agua

• Minimizar el uso de agua fresca mediante eficiencia y reciclaje

• Almacenar y manejar el agua desechada con seguridad.

v) Eliminación del venteo, minimización de quema y otras emisiones

• Establecer cero emisiones por venteo y un mínimo de quema durante la producción.

• Minimizar la contaminación del aire por vehículos, máquinas perforadoras y compresoras.

vi) Economías de escala

• Alcanzar economías de escala en coordinación con el desarrollo de la infraestructura local.

• Prever los efectos acumulados de perforación, producción y actividades relacionadas.

vii) Asegurar un alto nivel de desempeño ambiental

• Buscar concordancias entre la producción de gas y la política energética nacional a fin de obtener apoyo político

para establecer regímenes regulatorios confiables.

• Encontrar un balance apropiado entre la regulación prescriptiva y la regulación por resultados para garantizar altos

estándares operativos de la industria.

• Demostrar progreso en la prevención y reducción del impacto ambiental y asegurar que los dispositivos de

respuesta a emergencias sean eficaces y suficientes.

64

CONCLUSIONES

La evolución tecnológica en exploración y producción de este tipo de recursos “no-convencionales” ha hecho

posible agregar grandes volúmenes de hidrocarburos a los mercados, a precios competitivos. Parte de esta

evolución en las técnicas de exploración y producción corresponde a la extracción de gas natural, condensados

y aceites a partir de rocas de lutita, también llamadas arcillas, esquistos o shale. Se trata de procesos que aún

se encuentran en rápida evolución científica, tecnológica y de negocios, tanto en la biología como la petrofísica,

técnicas de producción y administración de empresas. A pesar de eso, la producción de recursos no-

convencionales de hidrocarburos ya ha demostrado su fuerte impacto en los mercados de América del Norte

ampliando la oferta, y en el caso del gas, disminuyendo los precios.

En lo relativo al shale, se trata de negocios que se administran de manera distinta a las explotaciones

convencionales de gas y petróleo. Aquí el manejo de recursos requiere de mayor coordinación debido a la baja

tasa de recuperación de hidrocarburos, de la rapidez con la que se llega al pico de producción y a las fuertes

caídas casi inmediatas en la extracción. Dadas estas particularidades es necesario perforar cientos de pozos

simplemente para caracterizar el área con recursos potenciales y saber si puede generar los volúmenes y las

utilidades que justifiquen una explotación masiva con miles de pozos. El éxito de la perforación también es

variable, por lo que a las explotaciones de shale se les conoce como plays estadísticos, es decir, áreas de miles

de hectáreas en donde el promedio de éxitos en el número de pozos perforados es el que justifica el negocio.

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El surgimiento del shale en los Estados Unidos ha venido acompañado de un debate creciente sobre las

repercusiones ambientales que resultan de la explotación de este tipo de recursos.

La regulación ha ido avanzando poco a poco como respuesta a las quejas de la población. En algunos

lugares se ha llegado a la prohibición de este tipo de explotaciones, mientras que en otros los negocios han

florecido al punto de crear un gran crecimiento económico acompañado de empleos y progreso social. Las

empresas tratan de avanzar con tecnologías de bajo impacto ambiental a la vez de mejorar la productividad.

En el proceso muchas empresas especializadas en el shale gas han ido surgiendo, en tanto que otras se

han visto endeudadas al grado de tener que desaparecer. En esta ebullición de negocios se han multiplicado

los actores económicos, los conocimientos, las tecnologías, las regulaciones y las protestas, todas ello

mientras el negocio del shale sigue en crecimiento.

Muchos países, entre ellos México, siguen de cerca este fenómeno que ha permitido a los Estados Unidos

contar con un combustible abundante de bajo costo.

México debe trabajar mucho en su normatividad antes de iniciar masivamente el desarrollo del GAS DE

LUTITA o SHALE GAS

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