Reservorios No Convencionales: Estudio y Tecnologías Aplicadas

ESTUDIO Y DESCRIPCIÓN DE RESERVORIOS NO
CONVENCIONALES Y ANALISIS DE TECNOLOGÍAS
APLICADAS
Liberman Choque Canaviri, Gabriel Paz Mamani Cori, Nayra Magdiel Zeballos Salcedo
RESUMEN
ABSTRACT
Introducción
Existen países como Rusia, China, Argentina,
Estados Unidos que ya se encuentran
explotando sus reservas del tipo no
convencional, como ser shale gas, shale oil,
etc., algunos producen más que otros. De
hecho el descubrimiento y exploración de
petróleo y gas no convencional está asociado
con el desarrollo de toda la industria del
petróleo y el gas. En los Estados Unidos, el
primer pozo de gas de esquisto se perforó en
1821, pero en los siguientes cien años, el gas
de esquisto no había recibido atención teórica
y práctica debido a las condiciones técnicas
[5], esto se debía a que no existía la tecnología
necesaria para poder extraer aquellos
recursos no convencionales.
Sin embargo en los últimos años gracias al
avance de la tecnología, se han aplicado
ampliamente tecnologías como la perforación
horizontal, la fracturación por etapas, etc.,
para poder explotar este tipo de reservorios.
Y precisamente con el desarrollo de este
artículo se quiere realizar un análisis más
profundo acerca de los diferentes tipos de
reservorios no convencionales y que
tecnologías se aplican a este tipo de
reservorios, pero como primer punto es
necesario saber que es un reservorio
convencional.
1. Definición
de
convencional
reservorio
yacimiento o la viscosidad del fluido
con nuevas tecnologías.[5]
Los reservorios no convencionales se
caracterizan
por
su
baja
permeabilidad y porosidad. En estos
los hidrocarburos se encuentran
encerrados u ocluidos en millones de
poros microscópicos no conectados
entre si; por este motivo, los
hidrocarburos no pueden desplazarse
por el interior de la formación ni
escaparse de ella a menos que se
produzcan fisuras naturales por
movimientos en la corteza terrestre o
fisuras artificiales producidas con el
objetivo explícito de explotar el
recurso-estimulación hidráulica o
fracking. La explotación de los
reservorios no convencionales tiene
alta dependencia del desarrollo de
tecnologías
complejas
y
consecuentes mayores costos.
De modo genérico se le dio el
nombre4 de no convencional a todos
los reservorios que difieren de las
trampas convencionales, pero existen
diferentes tipos como como se ve en
la figura 1 y 2.[38]
no
Este tipo de hidrocarburos se asocian
a rocas pelitica las cuales son las más
abundantes en todo el planeta.[23]
En el pasado, el petróleo y el gas no
convencional se referían al petróleo y
al gas que no pueden alcanzar la
producción industrial natural con
tecnologías tradicionales y solo
pueden explotarse económicamente
mejorando la permeabilidad del
FIG.1 Recursos en reservorios
convencionales y no convencionales
FUENTE:
A
continuación
describiremos
algunos de los tipos de reservorios no
convencionales:
FIG.2 Rasgos típicos de porosidades y
permeabilidades
en
sistemas
convencionales, tight y shale
2. CLASIFICACION Y DESCRIPCIÓN DE
RESERVORIOS
NO
CONVENCIONALES
Al hacer referencia a reservorios no
convencionales, estamos frente a una
disponibilidad de opciones mucho
más amplia que la habitualmente
planteada; concretamente: heavy
oils, tar sands, oil shale, shale gas/oil,
tight, CBM (coald bed methane) e
hidratos de metano, como se muestra
en la figura 3.
FIG.3 Taxonomía de
(Stinco, 2009)
FUENTE:
reservorios
Hidratos
de
gas:
también
denominados caltratos, se generan y
almacenan en sedimentos marinos
actuales, profundos, depositados en
los fondos marinos. El gas natural se
encuentra en forma de solidos
cristalinos, como cristales de hielo,
que consisten en moléculas de
metano densamente empaquetadas
rodeadas por moléculas de agua, el
metano se encuentra cristalizado
debido a las altas presiones y bajas
temperaturas reinantes[36], por lo
que su explotación estaría aun lejana
aunque con alta potencialidad dada
por sus volúmenes no menores
(Garcia, 2012)[46] . Estados Unidos
es el país que lidera el estudio de este
tipo de recurso energético y del
desarrollo de las tecnologías que
pueden
permitir
su
futuro
aprovechamiento industrial. En
cualquier caso conviene puntualizar
que su explotación comercial, si algún
día llega a producirse, se encuentra
aun lejana. Sin embrago los recursos
de este tipo de gas no convencional
son muy superiores a los del gas
convencional. [36]
Los hidratos de gas son solidos,
similares al hielo, compuestos de
jaulas rigidas de moléculas de agua
que encierran molecculas de gas,
principalmente metano.
Pueden formarse y permanecer
estables a altas presiones y
relativamente bajas temperaturas,
desde que este presente suficiente
cantidad de hidrocarburos.[27]
Los hidratos de gas natural con quizás
el mayor volumen de gas en su lugar,
plantean los mayores desafíos
futuros con respecto a la tecnología,
la economía y el medio ambiente.[6]
La composición química juega un
papel importante en la estabilidad de
estos hidrocarburos. Por ejemplo un
porcentaje de etano permite la
existencia de hidratos a mas baja
presión y mayor temperatura. Con
10% de etano en la mezcla de gas, los
hidratos son estables a 6 atmosferas
de presión, mientras que los hidratos
de metano puro son estables
solamente a presiones sobre 40
atmosferas.[29]
A
nivel
mundial
hay
fundamentalmente dos ambientes
donde se encuentran hidratos en
grandes cantidades: (i) bajo la capa
del suelo congelada permanente
(“permafrost”) en el Artico en
condiciones de cierta presión
(profundidades de algunos cientos de
metros)
y
de
temperatura
relativamente bajas, y (ii) en
sedimentos
marinos
de
los
margenenes continentales bajo
condiciones de mayor presión
(profundidades de 1-4 km) y mayor
temperatura
(Macleod,
1982;
Kvenvolden y Barnard 1983; Claypool
y Kvenvolden, 1983; Miles, 1955;
Suess et al., 1998; Verma et al.,
2000;).[28]
Los hidratos de gas son de un material
parecido al hielo, compuesto por
moléculas de agua en estado solido,
cuya estructura cristalina atrapa una
molecula de gas metano, este gas
proviene de la descomposición de
microbios de la materia organica, se
cree que las reservas de gas en forma
de hidratos congelados son enormes,
incluso que duplican todas las
reservas conocidas de gas y petroelo
del mundo, estos se encuentran en
fondos oceánicos y en menor medida
en los suelos congelados en zonas
árticas.[43]
Los hidratos son inestables y
cualquier cambio de presión y
temperatura o estructura puede
producir la disociación de los hidratos
y escape brusco del metano. La
disociación de los hidratos de gas
puede ser lenta o explosiva (figura 4),
esto va a depender del contenido y
concentración del gas en los hidratos
y cuan rapidos sean los cambios de las
condiciones
de
presión
y
temperatura.[30]
FIG.4 Disociación explosiva de
hidratos de gas, en diapiros de arcilla
de la cuenca del mar Caspio.
FUENTE:
El hidrato de gas natural (NGH), compuesto
principalmente por metano, es un
compuesto cristalino parecido al hielo
formado por agua y gas natural a alta
presión y baja temperatura. El hidrato de gas
natural tiene las características de una alta
capacidad de almacenamiento de gas y una
condición de almacenamiento leve, ya que
el volumen unitario de hidrato de gas
natural puede contener 160~180 m3 (en
condición estándar). En 1990, Gudmundsson
propuso en primer lugar que el HGN puede
ser preservado a presión atmosférica y a una
temperatura inferior a 258,15 K. Debido a la
capacidad de almacenamiento de gas
favorable y a las condiciones de presión y
temperatura,
el
almacenamiento
y
transporte en forma de hidratos tiene
enormes ventajas sobre casi otras
tecnologías comunes como el gas natural
comprimido (GNC), el gas natural licuado
(GNL) y el gas natural por gasoductos (GPL),
especialmente en los océanos, los desiertos
y los yacimientos de gas de tamaño medio
donde la energía y el agua dulce son
escasas. El NGH proporciona una nueva
opción para el almacenamiento y transporte
de
gas,
muchas
investigaciones
fundamentales y tecnologías de NGH han
sido investigadas extensamente en los
últimos años.[51]
Shale oil y shale gas: Los términos no son
muy adecuados puesto que implican que los
hidrocarburos se encuentra en lutitas, lo cual
no siempre es cierto. Aquí, el lector debe
interpretar la palabra shale (lutita) en
sentido muy amplio, incluyendo lutitas ricas
en materia orgánica, margas organógenas,
etc., es decir, las litologías que constituyen
las rocas madre de hidrocarburos: rocas con
tamaño de grano muy fino, ricas en materia
orgánica y con muy bajos valores de
porosidad y permeabilidad matricial. En
otras palabras, el shale oil y el shale gas son
los hidrocarburos, ya sea petróleo o gas, que
se encuentran almacenados en la roca
madre en la que se generaron. En
consecuencia, en el caso del shale oil y del
shale gas, la roca madre del sistema es
también la roca reservorio. En castellano, el
término shale gas se está traduciendo como
“gas de pizarra” o “gas de esquisto”, por lo
que adolece de una imprecisión similar, o
incluso mayor, que la propia de su
equivalente en inglés. Debe entenderse el
gas contenido en la propia roca generadora,
independientemente de su composición
litológica. En cualquier caso, el shale oil y,
especialmente, el shale gas son los tipos de
acumulaciones no convencionales de
hidrocarburos cuya exploración-producción
está experimentando un mayor auge en los
últimos años, así como una creciente
repercusión en los medios de comunicación.
Las reservas mundiales de gas asociadas a
este tipo de acumulaciones son muy
importantes.[36]
Los reservorios de shale gas se pueden
describir como gas natural que se encuentra
en depósitos de esquistos. Los esquistos son
rocas sedimentarias de grano fino que se
encuentra por todo el mundo en cuencas
sedimentarias. Se forman a partir de la
deposición de sedimentos orgánicos y
posterior compactacion con partículas muy
pequeñas de sedimentos, limo y arcilla,
integrados por minerales como ilita,
caolinita y esmecita, cuarzo y feldespato. Las
lutitas de color negro son las que tienen
mayor porcentaje de materia orgánica y
pueden contener gas o petróleo. El gas se
encuentra almacenado dentro del sistema
mucroporo, o bien absorbido en la materia
orgánica.[24]
Por su parte el gas de esquisto, al igual
que el petróleo de esquisto, se encuentra
en la roca sedimentaria detrítica arcillosa
rica en materia orgánica siendo en este
caso la roca madre también la roca del
reservorio. Estos tipos de yacimientos
requieren
la
utilización
de
pozos
horizontales y de técnicas como aquélla
de fractura hidráulica la cual consiste en
inyectar agua con arenas especiales a
elevada presión lo que fractura la roca y
permite que el gas natural atrapado en la
formación fluya hacia la superficie. Sin
embargo esta técnica pudiera tener
implicancias medioambientales las cuales
serán abordadas más adelante.[46]
3. ANALISIS Y CARACTERISTICAS DE
TECNOLOGÍAS APLICADAS A RESERVORIOS
NO CONVENCIONALES
El desarrollo de petróleo y gas no
convencional aún enfrenta cuatro
dificultades: la rápida disminución de la
producción causada por la insuficiente
energía de formación y la ineficacia del
método de reposición de energía después
de la fractura, bajo rendimiento de "puntos
no dulces", la dificultad del desarrollo
rentable debido al alto costo de
construcción de un solo pozo y el bajo
precio sostenido del petróleo, y la dificultad
de la reconstrucción del pozo para volver a
fracturarse a bajo costo debido a la gran
cantidad de perforaciones dispersas y
agrupadas que se extienden por todo el
pozo y las herramientas de fractura por
etapas en el pozo después de la fractura
inicial de los pozos horizontales.[4]
Con la mejora de la tecnología de
desarrollo de yacimientos y la disminución
de los recursos de hidrocarburos
convencionales, el gas no convencional
como el gas de esquisto y el gas estanco se
ha valorado en los últimos años (Umbach
2013, Yan et al. 2016; Zhu et al. 2016). La
formación de gas no convencional es muy
estrecha y contiene cantidades de poros a
nanoescala (Yang et al. 2015b).
Por lo general, no hay producción industrial
natural a menos que se aplique fractura
hidráulica y las microfracturas estén bien
desarrolladas en yacimientos de gas no
convencionales (Wang, Reed 2009). Por lo
tanto, es necesario comprender la dinámica
en medios porosos herméticos microfracturados y luego predecir la
permeabilidad efectiva de la matriz.[3]
Refiriéndose al modo de tecnología de
América del Norte, el avance de la
producción inicial en el "punto óptimo" de
petróleo y gas no convencional se ha
realizado en China por la tecnología de
fracturación de volumen de desarrollo
propio.[4]
Una de las técnicas empleadas en este tipo
de reservorios son:
 Tecnología de estimulación de
reservas controladas por fractura
 Aplicaciones de nanopartículas para
la fracturación hidráulica de
depósitos no convencionales
 Nano tomografía computarizada

Tecnología de estimulación de reservas
controladas por fractura
La tecnología de estimulación de "reservas
controladas por fractura" consiste en
formar sistemas de fractura que coincidan
con los "puntos dulces" y los "puntos no
dulces" en un alto grado mediante la
optimización para realizar la producción
tridimensional y el desarrollo económico y
eficiente de recursos de hidrocarburos no
convencionales. Con esta tecnología, se
establecen patrones de pozos que
coinciden con el bloque y el sistema de
fractura correspondiente para hacer que la
producción acumulada producida por
fracturas hidráulicas de pozos individuales
esté cerca de las reservas objetivo bien
controladas, maximice el coeficiente de
estimulación inicial del depósito, extienda
la fracturación haga un ciclo o evite la
fracturación de los pozos horizontales, y
finalmente logre una producción eficiente y
de acción prolongada y desarrolle
eficazmente a escala los recursos inferiores
e ineficientes.[4]
Enfoque de realización de la tecnología
de estimulación basada en "reservas
controladas por fractura"
Con el fin de alcanzar el objetivo de la
optimización del diseño de estimulación de
“reservas controladas por fractura”, se
propone la ruta técnica de “tres
optimizaciones y tres controles”, es decir,
optimizar el espacio adecuado para realizar
el control del rango del cuerpo de arena,
optimizando la fractura sistema para
realizar el control de las reservas geológicas
y optimizar el método de reposición de
energía para realizar el control de la
disminución de la producción de un solo
pozo. Los métodos técnicos principales
incluyen la optimización del espacio entre
pozos en el modo de operación de
plataforma grande, la optimización de los
parámetros de fractura en función del
principio de maximizar el coeficiente de
estimulación y la optimización del fluido de
inyección con el objetivo de complementar
la energía y aumentar la eficiencia.[4]
Aplicaciones de nanopartículas para la
fracturación hidráulica de depósitos no
convencionales
En este trabajo se realizó una revisión del
conocimiento actual y el estado de la
aplicación de nanopartículas para las
estimulaciones de fracturación hidráulica de
los reservorios no convencionales. Se
enfatizaron las aplicaciones y mecanismos,
los hallazgos y las limitaciones técnicas. Se
presentaron los comentarios finales y las
instrucciones para futuras investigaciones.
La literatura revisada sugiere que las
aplicaciones de nanotecnología para la
fracturación hidráulica de reservorios no
convencionales ofrecen oportunidades
prometedoras y emocionantes para superar
las limitaciones de la tecnología
convencional, y podrían ser el "cambio real"
en los estímulos de fracturación hidráulica
en un futuro no muy lejano.[7]
Nano tomografía computarizada
Con la profundización de la investigación
interdisciplinaria, la tecnología de
observación de alta resolución se ha
aplicado a la caracterización de reservorios
no convencionales. Los predecesores
utilizaron la tecnología de la serie
tomografía computarizada (CT) de
micrones, nano CT y microscopía
electrónica de barrido de frijoles iónicos
enfocados (FIB-SEM) para llevar a cabo un
trabajo de investigación muy fructífero en
reservorios no convencionales, y obtuvieron
una serie de importantes conclusiones de
investigación.
Sin embargo, con un estudio en
profundidad y la retroalimentación de la
practica, la tecnología ha expuesto
gradualmente muchos problemas centrales,
como un alto costo, una división del umbral
de CT irracional y un tamaño de muestra
representativo deficiente.[8]