yacimientos no convencionales

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE

POZA RICA

INGENIERIA PETROLERA

CATEDRÁTICO:

ING.CARLOS LUNA GARCÍA

MATERIA:

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PETROLEROS

AUTORES:

ABAD MARTINEZ PERLA ESTEFANIA

AGUILERA JAIMES DIANA MARLEM

16 DE DICIEMBRE DEL 2015

ITSPR

Yacimientos No Convencionales

Propiedades de los Fluidos Petroleros

1

Índice

Resumen…………………………………………………………………….……………….2

Introducción………………………………………………………………………..………..3

Yacimientos No Convencionales………………………………………………………..…..5

Tipos de yacimientos no convencionales………………………………………….…..……6

Yacimiento No Convencional de Gas Asociado a Lutitas

(Shale Gas)………………………………………………….………………………………8

Origen………………………………………………………………………………….……8

Características……………………………………………………………………….….….10

Reservas de Shale Gas en el

Mundo……………………………………………………………………………..……….12

Potencial en

México…………………………………………………………………………….………..14

Forma de

Explotación………………………………………………………………………….……..16

Conclusión………………………………………………………………………...………..18

Bibliografía………………………………………………………………………...………19

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Resumen

La principal fuente de energía para la humanidad son los hidrocarburos, estos se encuentran

en yacimientos que están entre los estratos de la tierra. Estos yacimientos son

composicional y genéticamente idénticos pero se clasifican como yacimientos

convencionales (YC) o yacimientos no convencionales (YNC). La diferencia entre los dos

radica en que los no convencionales contienen hidrocarburos que se encuentran en unas

condiciones geológicas que no permiten el movimiento del fluido, ya sea por estar atrapado

en rocas poco permeables o por tratarse de petróleos de muy alta viscosidad. De los cuales

tenemos como ejemplares el Extra heavy oil, arenas bituminosas (bitumen), oil shale,

tight gas, basin centered gas, coal bed methane, shale gas y gas hydrates.

Los yacimientos no convencionales son más extendidos y consisten en una acumulación de

capas sedimentarias de baja permeabilidad que atrapan el gas entre ellas. Las características

geológicas de los yacimientos no convencionales hacen difícil la extracción, por lo que su

producción no es económicamente rentable a menos que se utilicen tratamientos de

estimulación y tecnologías especiales para su recuperación. Al estar los hidrocarburos en

estas condiciones del yacimiento se trata de incrementar el flujo del hidrocarburo

realizando un procedimiento de estimulación denominado fracturamiento hidráulico. Sea

que se trate de gas o petróleo de lutitas (shale gas o shale oil) el principal reto está en

mejorar la permeabilidad de la formación rocosa para que el hidrocarburo fluya hacia el

pozo.

El shale gas se encuentra en yacimientos compuestos predominantemente por esquistos o

pizarras, que son rocas de baja permeabilidad, por lo que su producción en cantidades

comerciales demanda técnicas de fracturación para aumentar su permeabilidad y poder

llegar a los poros que almacena el gas, esto significa que los procedimientos requeridos

para explotarlos van más allá de los métodos convencionales. Existen opciones reales de

que este gas se transforme en un verdadero cambio de paradigma, no solo el mercado

estadounidense de gas natural, sino que para el resto del mundo, ya que los Colombia,

Venezuela, Estados Unidos, Canadá, China e India, entre otros, son parte de los 32 países

que cuentan con un alto potencial de reservas no convencionales de gas, según un informe

publicado por el Departamento de Estado de Energía de Estados Unidos.

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Introducción

Para el mundo entero el uso de combustibles fósiles es esencial para subsistir, ya que es la

principal fuente de energía. Para la obtención de estos hidrocarburos se realizan

perforaciones en los estratos de la tierra para llegar al yacimiento y así; extraerlos y

procesarlos para ser utilizados. los yacimientos se clasifican como yacimientos

convencionales (YC) o yacimientos no convencionales (YNC). solo se diferencian en que

los YC han migrado a una roca reservorio permeable (reservorio convencional) y los YNC

permanecen en la roca madre donde se generaron (shale oil y shale gas) o han migrado a

rocas reservorio muy compactas (tight gas). Las rocas generadoras y las rocas compactas

(tight) que contienen hidrocarburos se denominan reservorios no convencionales.

Al estar los hidrocarburos en estas condiciones del yacimiento se trata de incrementar el

flujo del hidrocarburo realizando un procedimiento de estimulación denominado

fracturamiento hidráulico, que fue desarrollado en los años 40 y es comúnmente utilizado

en los yacimientos convencionales.

En los yacimientos convencionales el hidrocarburo está atrapado en trampas estratigráficas,

y su liberación ocurre a través de un sistema natural de presión, sin embargo en algunos

casos se utiliza la estimulación por fracturamiento. En los yacimientos no convencionales

en la mayoría de los casos se utiliza una combinación de perforación horizontal (también

utilizada en yacimientos convencionales) seguida de un fracturamiento hidráulico intensivo.

La tecnología requerida para estimular los yacimientos no convencionales hace que los

costos sean mucho más altos durante las primeras fases del proyecto. Sea que se trate de

gas o petróleo de lutitas (shale gas o shale oil), el principal reto está en mejorar la

permeabilidad de la formación rocosa para que el hidrocarburo fluya hacia el pozo.

Este fracturamiento consiste en la inyección de un fluido compuesto de agua (91%),

propante (arena o microesferas de cerámica) (8%) y aditivos químicos (1%) a alta presión

sobre la roca, para que esta se fracture y permita el flujo del gas o petróleo que están

atrapados en ella hacia el pozo.

Dado que el desarrollo de no convencionales se realiza a profundidades superiores a 1.000

metros, las capas más profundas y fuertes de las rocas requieren de mayor presión. Por lo

tanto, el fluido inyectado debe exceder la presión litostática.

Las fracturas que se crean en este tipo de operaciones se extienden hasta los 100 – 200

metros del centro del pozo y tienen el grosor de unos pocos milímetros (grosor de un pelo

de cabello). En algunos casos se hacen fracturas en serie, en intervalos de aproximadamente

100m a lo largo del pozo horizontal (fracturamiento multi-etapa). Después de la inyección

del fluido la presión disminuye y la fisura tiende nuevamente a cerrarse, por lo tanto la

arena (propante) que hace parte del fluido de fracturamiento tiene la función de mantener

las fracturas abiertas.

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

recopilando datos geológicos, geoquímicos y sísmicos existentes para analizarlos. El

segundo paso es la perforación, misma que se hace verticalmente hasta alcanzar la capa de

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gas. Dependiendo del espesor de ésta, se decide la conveniencia de perforar más pozos

verticales o de hacerlo horizontalmente (en trayectorias que superan los 1 000 metros en

línea horizontal) a fin de aumentar el contacto con la capa de gas. El tercer paso consiste en

el proceso de estimulación mediante la fracturación hidráulica y el cuarto paso consiste en

la extracción. Una vez que la presión del agua inyectada se reduce, 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 tecnología y el proceso de producción de shale gas son singulares y complejos cuando

se les compara con los yacimientos convencionales. Las nuevas técnicas de perforación y la

fractura hidráulica han cambiado la escena energética, estudios científicos han puesto en

evidencia la contaminación del agua en suelo y subsuelo y en general efectos sobre la

calidad del agua relacionada con la explotación de este tipo de gas. Pero también existen

estudios que sostienen que la producción de shale gas no tiene grandes impactos al medio

ambiente, al menos no mayores a los que entraña alguna otra actividad ya probada en la

producción de hidrocarburos.

El rápido desarrollo del gas no convencional ha venido a cambiar radicalmente esas

previsiones con consecuencias para otras regiones. Es posible que la producción se

desarrolle también en otros países, aunque no es seguro que lo haga con la misma extensión

y a la misma velocidad. Además de efectos en el ámbito propiamente energético, el auge

del gas de lutitas o shale gas2 en Estados Unidosha impactado el costo de la materia prima

utilizada en la petroquímica y la competitividad de esta industria. Se vislumbra, además,

una utilización importante en el transporte.En el plano internacional se ha presentado ya

una reorientación de los flujos del comercio energético mundial, lo cual tendrá diversas

implicaciones económicas y geopolíticas.

Colocando a México en un lugar importante en cuanto a la existencia en su territorio de

importantes recursos prospectivos de gas natural no convencional, en particular shale gas.

Con base en esa información y trabajos de Pemex, desde el sexenio pasado se han hecho

planteamientos acerca de las posibilidades de esos recursos para contribuir a un mejor

abastecimiento energético y producir variados impactos sobre el desarrollo en el plano

nacional y en ámbitos locales.

El análisis de aspectos políticos, técnicos y de aquellos referentes al proceso de producción

de gas natural no convencional es indispensable para entender planteamientos económicos,

organizativos y regulatorios. En este sentido, el planteamiento básico consiste en afirmar

que el diseño de una estrategia para detonarla producción de gas de lutitas en México exige

el conocimiento estructural dela industria del gas natural. Con base en ese conocimiento

será posible diseñar políticas que permitan su impulso y desarrollo. No será posible

replicar, como enámbitos oficiales se ha pretendido, la “revolución del shale gas” que se ha

dado en Estados Unidos, resultado de condiciones técnicas, económicas, institucionales y

organizativas específicas a ese país.

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A diferencia de los yacimientos convencionales, en estos yacimientos no pueden producir a

tasas económicas de flujo y a su vez los mismos no podrán ser producidos rentablemente

sin aplicárseles tratamientos intensivos para estimular su desarrollo, fracturamientos y

procesos de recuperación, en general para poder producir de manera óptima en este tipo de

yacimientos es necesario la inclusión de una amplia gama de tecnologías para así poder

garantizar altos niveles de producción.

Fig 1. En los yacimientos no convencionales en la mayoría de los casos se utiliza una combinación de

perforación horizontal (también utilizada en yacimientos convencionales) seguida de un fracturamiento

hidráulico intensivo.

Presentan las siguientes características:

Bajas porosidades y permeabilidades.

Pobres propiedades petrofísicas.

Se presentan como acumulaciones predominantes regionales, extensas, la mayoría de

las veces independiente de la presencia de trampas estructurales y estratigráficas.

Su desarrollo requieren de alta tecnología.

Se les asocian muchas reservas y son capaces de producir por varias decanas.

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Tipos de yacimientos no convencionales

Incluyen:

• Petróleo pesado.

• Gas de lutitas.

• Arenas apretadas de gas.

• Carbonatos apretados.

• Gas de capas de carbón

• Hidratos de gas

• Arenas bituminosas.

• Hidrocarburos de carbonatos y/o areniscas naturalmente fracturadas.

Se presentan a continuación por otros nombres asociados:

Crudo Extra Pesado. (Extra Heavy Oil): Petróleo en estado líquido de alta densidad. Se

caracteriza por tener altas viscosidades y altas densidades comparadas con el petróleo

convencional. Son muy someros y se generan como petróleo Convencional en formaciones

profundas, pero posteriormente emigraron a partes superficiales donde fueron degradados

por bacterias e interperismo y los hidrocarburos más ligeros se escaparon. Indeficiente en

Hidrogeno y tienen alto contenido de carbón, azufre y metales pesados.

Crudo asociado a Lutitas (Oil Shale): Petróleo que se encuentra en un tipo de roca arcillosa

con alto contenido en materia orgánica y muy baja permeabilidad denominado Shale.

Gas asociado a Lutitas. (Shale Gas): Gas natural que se encuentra en un tipo de roca

arcillosa con alto contenido en materia orgánica y muy baja permeabilidad denominado

Shale.

Arenas Bituminosas- Tar Sand u Oil Sand (Bitumen): Arenas impregnadas en bitumen, que

es un hidrocarburo de muy alta densidad y viscosidad.Son granos, rocas porosas de

carbonatos que están íntimamente mezcladas con un crudo muy pesado tipo asfalto llamado

bitumen.Estos contienen cerca de 10-15% de bitumen y el resto es arena u otros materiales

inorgánicos.

Fig.2 Tipos de reservorios no convencionales

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Gas apretado (Tight Gas): Gas natural contenido en rocas con baja porosidad (menos de

20%) y permeabilidad (hasta 1 miliDarcy).Los yacimientos de baja permeabilidad que

producen mayormente gas seco. Los yacimientos de tight gas tuvieron su boom alrededor

de hace 10 años, sin embargo, continúan siendo una parte importante de la producción de

gas natural, y en los lugares donde se les comprende bien, se les invierte económicamente

de manera significativa.

Gas Metano asociado a mantos de carbón. (Coalbed Methane):Gas natural extraído de

capas de carbón. Se trata de gas adherido a las superficies de la materia orgánica macerada

en bancos masivos de carbón en profundidad.

Hidratos de gas (gas hidrate):Se trata de un material parecido al hielo, compuesto por

moléculas de agua en estado sólido, cuya estructura cristalina atrapa una molécula de gas

metano. El gas de este tipo proviene de la descomposición microbiana de materia orgánica.

Se cree que las reservas de gas en forma de hidratos congelados son enormes, incluso que

duplican a todas las reservas conocidas de gas y petróleo del mundo. Los hidratos de gas se

encuentran en los fondos oceánicos y en menor medida en suelos congelados en zonas

árticas a profundidades de agua mayores de 300 m.

Gas de centro de cuenca (basin-centered gas): Se trata de acumulaciones de gas ubicadas en

profundidades mayores a 3500 metros, a presiones extremas.

Fig 3. La diferencia entre un yacimiento de

hidrocarburos (petróleo y gas) no

convencionales y los convencionales radica

en que los no convencionales contienen

hidrocarburos que se encuentran en unas

condiciones geológicas que no permiten el

movimiento del fluido, ya sea por estar

atrapado en rocas poco permeables o por

tratarse de petróleos de muy alta viscosidad.

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Yacimiento No Convencional de Gas Asociado a Lutitas

(Shale Gas)

El shale gas se encuentra en yacimientos compuestos predominantemente por esquistos o

pizarras, que son rocas de baja permeabilidad, por lo que su producción en cantidades

comerciales demanda técnicas de fracturación para aumentar su permeabilidad y poder

llegar a los poros que almacena el gas, esto significa que los procedimientos requeridos

para explotarlos van más allá de los métodos convencionales.

Características del Shale Gas

• Gas atrapado a nivel molecular.

• No se mueve dentro de la roca

• Porosidad no interconectada

• Gas libre en las micro-porosidades y fracturas

• Gas adsorbido en la materia orgánica insoluble

Fig.4 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.

Origen

La teoría geológica aceptada sobre el origen del gas natural es la de la formación orgánica,

pues las plantas utilizan energía solar para convertir el dióxido de carbono y el agua en

oxígeno e hidratos de carbono mediante fotosíntesis. Los restos de las plantas y de los

animales que las consumieron se aglomeraron en sedimentos sepultados. A medida que la

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carga de sedimentos aumenta, el calor y la presión de entierro convierten los hidratos de

carbono en hidrocarburos.

El shale gas también se forma en rocas enterradas entre los 450 y los 5.000 metros, donde

el calor y la presión sobre la materia orgánica forman moléculas de hidrocarburos y generan

metano termogenético. Cada 1.000 metros de profundidad añaden unos 30° C a la roca.

Cuando la temperatura alcanza los 60° C, la materia orgánica se descompone en aceite y

posteriormente se reduce a su constituyente más simple, metano.

Hoy en dia el mar negro tiene una estrecha analogía con las condiciones necesarias para la

creación de recursos en lutitas caso de los depósitos de rocas ricos en materia

orgánica.Fig.5 y 6( como modelo análogo para entender cómo se formaron las lutitas

gasíferas que de origen son ricas en materia orgánica).

Fig.5 se muestra una representación de la zonificación de la aguas en una cuenca tipo Mar Negro. Se

observa que las aguas superiores (en azul claro) mantienen una circulación abierta, claramente

oxigenadas, mientras que las aguas más profundas delimitadas por la morfología de la cuenca (en verde

claro) son aguas desprovistas de oxígeno, es decir, son anóxicas. En el fondo o piso de la cuenca se

acumula la materia orgánica junto con sedimentos finos los cuales darán origen a las lutitas gasíferas

de color gris oscuro a negro.

Fig.6

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La existencia de cuencas marinas con la morfología y dinámica requerida para la

acumulación de materia orgánica asociada a sedimentos finos (lutitas).El gas proveniente

de las lutitas gasíferas sigue siendo gas natural, compuesto principalmente de metano. Y a

pesar de que los geólogos sabían que el gas también se encontraba en lutitas, apenas hace

12 años comenzó el interés por estas formaciones, debido en gran parte, al despliegue de la

perforación de pozos horizontales y por la implementación del fracturamiento hidráulico

multietapas, además de la creciente demanda de gas a nivel mundial. Las lutitas que

mantienen cantidades económicas de gas son ricas en material organico y son rocas fuentes

maduras en la ventana termogenica de gas.Estas rocas son lo suficiente quebradizas y

rigidas para mantener abiertas las fracturas.

Características

Los depósitos del Shale Gas están atrapados, como su nombre lo dice, en lutitas.

Comúnmente las lutitas son fuente de gas y un medio para atraparlo. Los recursos de Shale

Gas se encuentran en “plays” o “capas” en vez de campos, y generalmente cubren grandes

áreas geológicas. Tanto los Shale Gas como los Tight Gas están más dispersos sobre

muchas áreas a nivel mundial, más que las áreas con yacimientos convencionales; esto

significa que hay mucho más pozos que necesitan ser perforados y fracturados para extraer

la misma cantidad de gas, que la que proviene de las fuentes convencionales.

El color de la lutita puede variar dependiendo del tamaño del grano. Pueden ser café oscuro

o gris, conocidas como lutitas negras.

Fig.7 Diferentes tipos de lutitas. (a); en otras ocasiones, las lutitas de granos finos están intercaladas

con granos más grandes de limolita, como en el inciso (b); y también las lutitas pueden fracturarse,

creando caminos naturales para que fluyan los hidrocarburos, la imagen se muestra en el inciso (c).

La cantidad de espacio poroso dentro de las lutitas tiene un rango de entre 2 a 10%,

permitiendo que se almacene una gran cantidad de gas natural dentro de la roca. La

cantidad de gas hidrocarburo va a depender de la porosidad, cantidad de materia orgánica

presente, presión de yacimiento y madurez térmica. La madurez térmica es una medida que

se refiere a cuanta presión y temperatura se ha sometido la roca. Para poder medir la

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cantidad de materia orgánica presente, formada por la madurez térmica, se hacen pruebas

de laboratorio a núcleos.

El gas dentro de las lutitas se encuentra en parte en las fracturas naturales, parte en el

espacio poroso y parte es absorbido hacia el material orgánico y es producido a medida que

la presión de la formación declina.

Permeabilidad: Una de las propiedades más difíciles de cuantificar cuando se caracteriza a

las lutitas es la permeabilidad al gas, la cual puede variar de 0.001 a 0.0000001 mD.

Las lutitas tienen insuficiente permeabilidad para permitir un insignificante flujo de fluidos

hacia el pozo, requieren fracturas para generar permeabilidad y producir tasas comerciales.

Fig.8 La menor movilidad(mayor

viscosidad)de aceite con relación al

gas requiere de mejores condiciones

de flujo, micro- en lugar de

nanopermeabilidad.

Fig.9 Caracteristicas geologicas de la formacion

de Shale Gas

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Volumen y capacidad del gas: El gas se encuentra absorbido en la superficie del kerogeno

en la lutita y también distribuido libremente en las porosidades primaria y secundaria.

Para poder medir la cantidad de hidrocarburos en el shale gas se utilizan dos métodos:

El material orgánico está referido como TOC (Total Organic Carbon) y se mide

como un porcentaje del peso de la roca. La cantidad de gas que puede almacenarse

por absorción dentro de la roca, depende de la cantidad de materia orgánica.

La madurez térmica se mide en una vitrina de reflectancia (%Ro). La madurez de la

roca está controlada por las condiciones de presión y la temperatura en la roca. La

madurez del kerógeno en la roca controla el tipo de hidrocarburo que se creará.

Las lutitas gasíferas termogénicas se formaron a cierta profundidad bajo la influencia de

calor, el gas a menudo esta “mojado”, lo que significa que el metano se mezcla con otros

gases. A comparación de las lutitas gasíferas biogénicas, que están formadas por la acción

de las bacterias en profundidades someras, y está comúnmente “seco”.

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).

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A continuación se muestra un mapa indicando qué cuencas y países fueron analizados:

Fig.10 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.

Fig.11 Gas de esquisto estimado

los recursos técnicamente

recuperables para seleccione

cuenca en 32 países, Durante

produccion el 2009

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De aquí, se pueden obtener estadísticas muy interesantes. Primero que todo, podemos ver

que las reservas de shale gas en el mundo parecen ser amplias. La estimación inicial de las

reservas técnicamente recuperables de shale gas en los 32 países estudiados es de 5,760

trillones de pies cúbicos. Sumándole el estimado técnicamente recuperable de EE.UU.

mencionado anteriormente, nos encontramos con una reserva base de 6,622 trillones de pies

cúbicos. Para entender la importancia de estos números, debemos compararlos con las

reservas mundiales de gas natural, las cuales, como ya mencionamos anteriormente, son

6,609 trillones de pies cúbicos en términos de reservas probadas, y 16,000 trillones de pies

cúbicos, en términos de reservas técnicamente recuperables de gas natural, excluyendo al

shale gas. Con esto podemos decir que, considerando las reservas de shale gas, las reservas

técnicamente recuperables mundialmente crecen en un 40% a 22,600 trillones de pies

cúbicos.

Fig.11 La EIA estima un recurso técnicamente recuperable para las cuencas de México, de 681 trillones

(millones de millones) de pies cúbicos de gas. México es el cuarto país en importancia, después de China

(1,275 trillones), Estados Unidos (862 trillones) y Argentina (774 trillones).

Potencial en México

En el noreste de México y a lo largo de toda la parte terrestre del Golfo de México existen

formaciones de lutitas –además de las formaciones de hidrocarburos convencionales– con

espesores ricos en contenido orgánico y madurez térmica de la edad Jurásica (Tithoniana) y

Cretácica, principalmente.Se considera que las formaciones localizadas en México son, en

general, más angostas, menos continuas y estructuralmente más complejas que en Texas y

Luisiana. Algunas, en particular, las de Burro-Picachos, son la continuación de esas

formaciones (Eagle Ford).Se estima que en muchas cuencas mexicanas, la roca arcillosa de

lutitas se encuentra a profundidades cercanas a 5 mil metros.

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Fig.12 Mientras que el estudio de la EIA identifica un

potencial de 681 trillones de pies cúbicos en México, Pemex

ha estimado un recurso técnicamente recuperable de150 a

459 trillones de pies cúbicos, con una media de 297

Fig.13 Cuencas mexicanas con

potencial de Shale Gas

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Forma de Explotación

Los yacimientos no convencionales tienen tres características comunes: contenido

energético bajo con respecto al volumen de la roca, dispersión de yacimientos en áreas muy

extensas y permeabilidad muy baja. Su viabilidad económica suele ser incierta debido al

bajo contenido de gas o aceite en las rocas fuente. El volumen extraído por pozo es muy

inferior al de yacimientos convencionales.

A fin de que los hidrocarburos de yacimientos no convencionales alcancen viabilidad

económica, su extracción debe hacerse con la técnica “fracturación hidráulica” o fracking y

perforar pozos horizontales, pozos multilaterales y otras técnicas, hasta exponer la mayor

parte del yacimiento. El fracking se usa en todos los hidrocarburos alojados en rocas de

baja permeabilidad, como el tight gas, el gas de carbón y el gas y el crudo de lutitas.

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

recopilando datos geológicos, geoquímicos y sísmicos existentes para analizarlos. De ser

necesario se analizan investigaciones sísmicas complementarias para afinar las

conclusiones, 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 viabilidad de su extracción.

El segundo paso es la perforación, misma que se hace verticalmente hasta alcanzar la capa

de gas. Dependiendo del espesor de ésta, se decide la conveniencia de perforar más pozos

verticales o de hacerlo horizontalmente (en trayectorias que superan los 1 000 metros en

línea horizontal) a fin de aumentar el contacto con la capa de gas. Para minimizar el riesgo

de contaminación se introduce en el pozo una tubería de acero desde la superficie hasta el

final del pozo y posteriormente se inyecta cemento entre el espacio que queda entre la

tubería y las paredes del pozo, de tal suerte que el pozo queda aislado de todas las rocas y

acuíferos que haya atravesado. Cabe mencionar que los acuíferos se encuentran en

promedio a 500 metros de profundidad, mientras que los pozos de shale gas están a 1 500 y

2 000 metros.

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, 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.

Finalmente el cuarto paso consiste en la extracción. Una vez que la presión del agua

inyectada se reduce, 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 las plataformas de

perforación hacia los puntos de tratamiento y eliminación.

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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 70 u 80%

que alcanzan los yacimientos convencionales (Sandrea Rafael, 2012). En este mismo

sentido, los yacimientos de shale gas presentan tasas anuales de declinación altas, del orden

de 29 y 52% anual 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 la

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

extraer cada vez menos producción.

Fig.14 Fracturamiento hidráulico

masivo requerido para producir el

“Shale gas”y la perforación

horizontal”

Fig.14

Representación del

proceso de

fracturación

hidráulica

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CONCLUSIÓN

La interpretación de los yacimientos no convencionales llegó sin haber surtido los

procedimientos y modelos de planificación energética bien conocidos, sino como el

producto de una serie de acontecimientos tecnológicos enlazados unos con otros, gracias a

los cuales se han obtenido una serie de resultados que están cambiando el panorama

energético y definiendo un nuevo “orden mundial” en el desarrollo del petróleo y gas

natural.

Los desarrollos tecnológicos que han hecho posible la revolución de los hidrocarburos no

convencionales son: la perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico. Aunque

conocidos de tiempo atrás, lo que en realidad hizo la diferencia fue, la integración de ambas

para finalmente lograr romper la roca y así descifrar los códigos geológicos que permitieran

acceder a este recurso escondido por muchos años.

La revolución del shale gas ofrece un nuevo esquema de distribución de este recurso natural

en el mundo. Los resultados indican que las nuevas reservas recuperables de gas shale se

estiman en 6.622 trillones de pies cúbicos (TPC), valor similar a las reservas recuperables

de gas convencional estimadas en 6.609 TPC. De las nuevas reservas, cerca del 30 por

ciento se encuentran en Estados Unidos, Canadá y México.

La dinámica de la industria del gas natural en México se explica en gran medida, por la

fuerte relación de dependencia en materia de abasto y de precios, que existe con el mercado

de Estados Unidos.

El Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) desde marzo de 2013 está a cargo del estudio

“Asimilación y desarrollo de tecnología en diseño, adquisición, procesado e interpretación

de datos sísmicos 3D-3C con enfoque a plays de shale gas/oil en México. Estudios buscan

dar certidumbre al nivel de reservas del país, así como ubicar los mejores sitios para

perforar y con ello maximizar el flujo de hidrocarburos.

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BIBLIOGRAFIA

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The Energy Journal, Vol. 35, núm. 3.

2. Naciones Unidas, Javier H. Estrada. Desarrollo del gas lutita (shale gas) y su

impacto en el mercado energético de México: reflexiones para centroamérica.

México : Impreso en Naciones Unidas • México, D. F., 2013. 2013-032.

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5. Blackwill Robert D., O’Sullivan M.L., [2014], “The Geopolitical Consequences of

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yacimientos no convencionales

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