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TECNOLOGÍA DE GAS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER Primer Periodo Académico 2012
TIGHT GAS Y SHALE GAS
EDWARD C. RAMÍREZ FONSECA
MIGUEL ANGEL MARTINEZ
LUIS ALEXANDER OLARTE
JUAN CASTAÑO HENAO
KAROL WAITILA ORJUERLA
GRUPO L1
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE INGENIERIAS FÍSICO-QUÍMICAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
BUCARAMANGA, 2012
TECNOLOGÍA DE GAS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER Primer Periodo Académico 2012
TIGHT GAS Y SHALE GAS
EDWARD C. RAMÍREZ FONSECA
MIGUEL ANGEL MARTINEZ
LUIS ALEXANDER OLARTE
JUAN CASTAÑO HENAO
KAROL WAITILA ORJUERLA
DOCENTE: ING. FABIO AUGUSTO SANTOS RODRIGUEZ
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE INGENIERIAS FÍSICO-QUÍMICAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
BUCARAMANGA, 2012
TECNOLOGÍA DE GAS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER Primer Periodo Académico 2012
TABLA DE CONTENIDO
FIGURAS ............................................................................................................. 4
TABLAS ............................................................................................................... 4
INTRODUCCION ................................................................................................. 5
OBJETIVOS ............................................................................................................ 6
1. Características de los yacimientos de Tight gas............................................ 7
1.2. Diferencias entre el gas convencional y el tight gas ...................................... 7
2. YACIMIENTO APRETADO ......................................................................... 10
3. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN ................................................................... 10
3.1. Técnicas especiales de perforación ......................................................... 11
3.2. Pozos Direccionales ................................................................................. 11
3.1.1 Pozos Multilaterales ........................................................................... 13
4. MÉTODOS DE ESTIMULACIÓN ................................................................. 14
4.1. Fracturamiento Hidráulico ........................................................................ 14
4.2. Acidificación ............................................................................................. 16
5. ESTADÍSTICAS MUNDIALES ..................................................................... 16
6. Perspectivas De Producción De Gas .......................................................... 18
7. Potencial de Recursos de Tight Gas en Colombia ...................................... 23
8. FORMACIONES DE SHALE GAS. .............................................................. 24
8.2. COMPOSICIÓN DE LOS SHALE............................................................. 28
8.3. CARACTERÍSTICAS DE LOS SHALE ..................................................... 29
8.4. PROBLEMAS ASOCIADOS CON LOS SHALE ....................................... 30
8.5. PARÁMETROS DE DISEÑO QUE CONTROLAN LA ESTABILIDAD DEL
HOYO EN FORMACIONES DE SHALE ........................................................... 31
9. GENERALIDADES SOBRE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............... 33
CONCLUSIONES .............................................................................................. 38
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................. 39
TECNOLOGÍA DE GAS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER Primer Periodo Académico 2012
FIGURAS
Figura. 1 Sección delgada yacimiento convencional ............................................... 9
Figura. 2 Sección delgada arenas apretadas .......................................................... 9
Figura. 3 Ubicación yacimientos de gas convencional y no convencional ............ 11
Figura. 4 Perforación Direccional .......................................................................... 12
Figura. 5 Perforación Multilateral ........................................................................... 13
Figura. 6 Material propante empleado en los procesos de fracturamiento
hidráulico ............................................................................................................... 14
Figura. 7 Fracturamiento Hidráulico ...................................................................... 15
Figura. 8 Distribución de las reservas probadas de gas a nivel mundial ............... 17
Figura. 9 Producción de gas natural por región y escenario ................................. 19
Figura. 10 Reservas mundiales de gas ................................................................. 22
Figura. 11 Relación Producción vs. Consumo de gas en el mundo. ..................... 24
Figura. 12 Reservas de Gas Shale en el Mundo. .................................................. 25
Figura. 13 Perforación de pozos Horizontales. ..................................................... 26
Figura. 14 Formación de Shale Gas. ..................................................................... 28
Figura. 15 Fracturamiento Hidráulico. .................................................................. 34
Figura. 16 Material propante ubicado en la formación de Shale Gas. .................. 35
Figura. 17 Degradación del fluido de fractura. ...................................................... 36
TABLAS
Tabla 1 Clasificación de Shale (Según Mondshine). ............................................. 30
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5 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
INTRODUCCION
En la búsqueda de la seguridad de fuentes de energía sostenibles y accesibles, el
mundo se está fijando su mirada hacia los nuevos y prometedores recursos ener-
géticos denominados como “Hidrocarburos No Convencionales”, gran parte de
estos nuevos recursos representan a largo plazo una fuente de gas natural, los
mayores factores que influencian el desarrollo de este tipo de yacimientos son;
en primer lugar el incremento en la demanda mundial de gas y en segundo lugar el
desarrollo tecnológico en la explotación y producción de este tipo de fuentes.
En este documento enfatizaremos en el estudio de dos clases de yacimientos no
convencional, los yacimientos de Tight gas y los yacimientos de Shale gas, poste-
riormente se realizara una reseña en cuanto a las generalidades, algunas de las
tecnologías que permitan explotar estos yacimientos de gas natural y se presenta-
ran datos estadísticos a nivel mundial sobre la producción de Tight gas y Shale
gas.
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6 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
OBJETIVOS
GENERAL:
describir las características del los yacimientos de Tight gas y Shale
gas, sus principales métodos de explotación y las perspectivas a nivel
Colombia y mundial.
ESPECÍFICOS
Estudiar las características del yacimiento de Tight gas y Shale gas.
Identificar los principales métodos de producción y estimulación existen-
tes para el desarrollo de estos recursos no convencionales.
Destacar la producción a nivel nacional y a nivel mundial de los yaci-
mientos de Tight gas y Shale gas.
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7 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
1. Características de los yacimientos de Tight gas
Cuando se menciona a los yacimientos tight gas representan a aquellos yacimien-
tos maduros cuya permeabilidad se encuentra por debajo de 0,1 mD. Una de las
características de la explotación en este tipo de yacimientos es una declinación
muy importante en los primeros tiempos de producción de los pozos tight gas, por
lo tanto los estudios recomiendan tomar muestras de producción de los pozos mas
allá de los 90 días de producción, para encarar de la mejor manera el diseño de la
infraestructura de transporte del yacimiento.
La primera producción de tight gas fue realizada en el Oeste de Estados Unidos,
en la formación sedimentaria San Juan a principios de la década del setenta, im-
pulsada principalmente por la tecnología de facturamiento hidráulico. En la actuali-
dad se encuentran en producción en Estados Unidos más de 40.000 pozos de
producción en aproximadamente 1600 reservorios en 900 campos gasíferos, de
los cuales algunos se encuentran todavía en un proceso de prueba, con un razo-
nable éxito en su producción.
1.2. Diferencias entre el gas convencional y el tight gas
Los riesgos económicos y las estrategias de desarrollo de los yacimientos de tight
gas son muy diferentes a los que se manejan para explotar yacimientos conven-
cionales o de mayor permeabilidad. Desde una perspectiva de desarrollo, las dife-
rencias más importantes entre los yacimientos de tight gas y los convencionales
incluyen las siguientes:
Los pozos de tight gas requieren estimulación cerca al pozo antes de que
puedan fluir. Incluso haciendo esto, las tasas de producción declinan rápi-
damente, debido a la baja permeabilidad; por tanto, se hace difícil calcular
la presión total del yacimiento. Los yacimientos de tight gas no pueden ser
modelados como full fields. En vez de eso, pueden ser modelados con un
pequeño número de pozos individuales.
La evaluación de los activos de gas requieren una relación estrecha entre el
programa de pozo y la capacidad y limitaciones de las facilidades. Dada la
rápida declinación de los pozos de tight gas, para un desempeño optimo, se
requiere una red de entrega que pueda manejar la alta presión de los pozos
nuevos, y la baja presión de los viejos.
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8 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Para obtener una rentabilidad aceptable, es necesario, llevar un control de
los gastos que se hacen en el desarrollo del proyecto de tight gas. Con el
costo agregado de la estimulación para cada pozo, la incertidumbre relati-
vamente alta en el desempeño de cada pozo individual, y la necesidad de
perforar una gran cantidad de pozos, los campos de tight gas generalmente
operan en un margen muy pequeño comparado con el margen que están
acostumbradas a manejar las grandes compañías. Así, la rentabilidad es
muy sensible a las fluctuaciones de precio del gas.
Para los yacimientos convencionales, años de estudio y experiencia les han dado
a la industria fuertes herramientas y métodos para predecir el comportamiento de
pozos y campos nuevos, y de igual forma el entender el riesgo en cada uno de
ellos. Esas herramientas y experiencia no existen en yacimientos de gas no con-
vencional, en gran parte porque las bajas permeabilidad hacen que sea difícil mo-
delar con certeza la presión del yacimiento y su declinación.
En vez de modelar con un full field model, los yacimientos de tight gas deben ser
modelados con un conjunto de pozos individuales. Además, estos pozos producen
gas natural solamente cuando son estimulados por medio de un gran tratamiento
de fracturamiento hidráulico, y pueden ser producidos a través de pozos horizonta-
les o multilaterales. El fracturamiento hidráulico puede costar el 50% del valor total
del pozo. Claramente, el diseño y desempeño del fracturamiento es un factor críti-
co.
La incertidumbre en las tasas de producción y el desempeño a largo plazo, espe-
cialmente en el desarrollo temprano del pozo, es bastante grande. La combinación
de incertidumbre, rápida declinación de la producción y áreas de drenaje de los
pozos relativamente pequeñas, han llevado a que se perfore una alta densidad de
pozos en este tipo de proyectos.
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9 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Fuente: http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=346&c_id=4
La Figura 1 muestra una ¡Error! No se encuentra el origen de la referen-
cia.sección delgada de un yacimiento convencional. Las áreas azules son espa-
cios porosos que contienen gas natural. Se observa que los espacios porosos es-
tán interconectados así que el gas puede fluir fácilmente.
Fuente: http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=346&c_id=4
Figura. 1 Sección delgada yacimiento convencional
Figura. 2 Sección delgada arenas apretadas
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10 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
La Figura 2 muestra una sección delgada de una arena apretada. Los poros están
distribuidos irregularmente a través del yacimiento y se ve que la porosidad de la
roca es mucho menor que en un yacimiento convencional. Los poros están ligera-
mente conectados por capilares muy delgados lo que se traduce en baja permea-
bilidad. El gas fluye por estas rocas a tasas bajas.
2. YACIMIENTO APRETADO
Como se sabe, permeabilidad es básicamente una función gobernada por la Ley
de Darcy de flujo de fluidos en medios porosos. Los parámetros más importantes
que la controlan son: la porosidad efectiva, la viscosidad, la saturación de fluido y
la presión capilar. Aparte de los factores que se relacionan con la naturaleza del
fluido, los parámetros de la roca son igualmente importantes. Estos están contro-
lados por los ambientes depositacionales y postdepositacionales a los que está
sujeto el yacimiento.
3. MÉTODOS DE PRODUCCIÓN
Una característica común del shale gas y el tight gas es que ambos están atrapa-
dos en roca de muy baja permeabilidad y estructuras ultra compactas que previe-
nen o limitan fuertemente la migración del gas
Mientras que el gas natural convencional fluye relativamente fácil, aquellos depósi-
tos de gas no convencional (figura 3) son más difíciles para desarrollar y más cos-
tosos para producir. A medida que las habilidades y las tecnologías mejoren, la
explotación de este recurso podría volverse fácilmente extraíble y económicamen-
te viable, haciéndolo un recurso convencional en el futuro.
Con el fin de superar los desafíos que representa la explotación de las formacio-
nes apretadas, hay un número adicional de procedimientos que pueden ser vistos
como la ayuda para producir el gas de estas formaciones. Las practicas de perfo-
ración direccional y más específicamente los datos de sísmica pueden ayudar en
el desarrollo de las arenas apretadas, al mismo tiempo que la estimulación artificial
que incluye métodos como fracturamiento y estimulación.
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11 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Figura. 3 Ubicación yacimientos de gas convencional y no convencional
Fuente: http://www.total.com/en/our-energies/natural-gas-/exploration-and-
production/our-skills-and-expertise/unconventional-gas-201899.html
3.1. Técnicas especiales de perforación
Se implementan tecnologías dedicadas para perforar y estimular la producción de
gas shale y tight gas. Tales procesos son esenciales para superar el reto tecnoló-
gico mayor de este tipo de yacimiento: Extrema baja permeabilidad. La capacidad
de estas formaciones para permitir la migración de gas natural es muy limitada
para que los métodos de reducción convencional sean exitosos.
3.2. Pozos Direccionales
Mientras los pozos verticales pueden ser más baratos y menos difíciles de perfo-
rar, no son lo más apropiado para el desarrollo de los tight gas. En estas forma-
ciones, es importante exponer el yacimiento tanto como sea posible, haciendo de
la perforación horizontal y direccional una necesidad (figura 4). En estas condicio-
nes, el pozo puede ir a través de la formación, “abriendo” más oportunidades para
que el gas natural entre al pozo.
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12 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Figura. 4 Perforación Direccional
Fuente: MacKenzie Gas Project, www.mackenziegasproject.com
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13 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
3.1.1 Pozos Multilaterales
Los pozos en una formación “no convencional” drenan un volumen más pequeño
de roca que los pozos en un yacimiento de gas convencional. Para limitar el im-
pacto físico de las operaciones, las cabezas de pozo se agrupan en clusters, des-
de 10 a 30 pozos horizontales que se perforan desde un solo punto.
Figura. 5 Perforación Multilateral
Fuente: http://www.total.com/en/our-energies/natural-gas-/exploration-and-
production/our-skills-and-expertise/unconventional-gas-201899.html
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14 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
4. MÉTODOS DE ESTIMULACIÓN
4.1. Fracturamiento Hidráulico
El objetivo de este proceso es crear permeabilidad donde la naturaleza no lo hizo.
La inyección de agua altamente presurizada en la roca crea una “red” de grietas
que permiten que el gas fluya hacia los pozos. El agua de inyección es mezclada
con:
propantes, materiales tales como arenas o cerámicas que dejan las grietas
abiertas una vez se forman.
Figura. 6 Material propante empleado en los procesos de fracturamiento hi-dráulico
Fuente: http://spanish.alibaba.com/product-gs/hydraulic-fracturing-ceramic-
proppant-sand-with-api-certification-580043640.html
Una muy pequeña cantidad de aditivos (en el orden de 0.5% del total del
volumen total de inyección). Estos aditivos son principalmente bactericidas,
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15 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
agentes gelificantes y surfactantes. La composición de este depende,
esencialmente, en las condiciones del pozo: presión, temperatura, cantidad
de propante.
Cada pozo necesita ser fracturado en diferentes etapas; entre menos
permeable sea el yacimiento mas etapas se necesitan
Figura. 7 Fracturamiento Hidráulico
Fuente: http://www.total.com/en/our-energies/natural-gas-/exploration-and-
production/our-skills-and-expertise/unconventional-gas-201899.html
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16 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
4.2. Acidificación
Una vez que mediante la sísmica se ha identificado las mejores locaciones, y los
pozos han sido perforados, la estimulación de la producción se emplea en yaci-
mientos de tight gas para promover la creación de una mayor tasa de flujo. Este
proceso se puede lograr a través de fracturamiento y acidificación.
La acidificación del pozo se emplea para mejorar la permeabilidad y las tasas de
producción de las formaciones de tight gas. Este proceso involucra bombear el
pozo con ácidos para disolver los cementos de limolita, dolomita y calcita entre los
granos de sedimentos de las rocas del yacimiento. Esta forma de estimulación de
la producción ayuda a darle un nuevo aire a la permeabilidad mediante el resta-
blecimiento de las fisuras naturales que estaban presentes en la formación antes
de la compactación y cementación.
5. ESTADÍSTICAS MUNDIALES
el gas es el recurso que más que puede satisfacer la demanda proyectada hasta
el año 2030, aunque hay dudas sobre si las inversiones necesarias se pueden
movilizar en todas las regiones. La producción de gas se eleva en todas las princi-
pales regiones de la OCDE, excepto WEO Europa, donde se espera que la pro-
ducción del Mar del Norte a declinar de manera constante durante el período de
proyección.
En línea con la demanda, el Medio Oriente considera el mayor aumento de la
producción en términos de volumen durante el período de proyección, su produc-
ción más del doble de un estimado de 379 millones de metros cúbicos en 2008 a
cerca de 800 millones de metros cúbicos en 2030. La producción también aumen-
ta notablemente en Rusia, la región del Caspio y África. Fuentes no convenciona-
les, incluyendo al gas, el metano en capas de carbón y el shale gas, representan
una proporción creciente de suministro de gas en América del Norte y creciendo
en términos absolutos en algunas otras regiones.
las reservas probadas de gas a finales de 2008 se estiman en más de 180 billones
de metros cúbicos (tcm) a nivel mundial - más que suficiente para satisfacer la
demanda hasta el año 2030 y más allá. Más de la mitad de las reservas se en-
cuentran en tres países: Rusia, Irán y Qatar.
Las reservas se han más que duplicado desde 1980, durante el año 2008, las adi-
ciones ascendieron a un 190% de la producción, con los mayores incrementos
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17 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
procedentes de Oriente Medio y América del Norte. Las reservas probadas de gas
no convencional - arenas compactas, el shale y el metano en capas de carbón -
han crecido más rápidamente y ahora representan el 4% del total mundial.
Figura. 8 Distribución de las reservas probadas de gas a nivel mundial
Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2012
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18 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
6. Perspectivas De Producción De Gas
La producción mundial de gas proyectada en el 2035 oscila entre unos 3 600 mi-
llones de metros cúbicos en los tres escenarios, lo que corresponde a la demanda
en cada caso. En el Escenario de Nuevas Políticas, la demanda llega a más de 4
500 billones de metros cúbicos, la tasa de aumento se ha paralizado por las políti-
cas para frenar el uso de energías fósiles y las emisiones. Los precios más bajos
en el Escenario 450, son resultado de una menor demanda debida a la mayor ac-
ción de política de largo alcance, el resultado en una menor inversión y, por tanto,
una menor producción, para equilibrar la disminución de la demanda en ese esce-
nario. La producción en el Escenario 450 muestra picos para finales del 2020, an-
tes de entrar en un declive constante. En el escenario de las políticas actuales, la
producción decrece más rápido, y de una manera bastante constante en términos
absolutos, ya que los precios suben más rápidamente. En los tres escenarios, la
mayor parte del aumento de la producción se produce en pertenecientes a la OC-
DE. Alrededor del 35% de aumento de la producción mundial de gas en el Escena-
rio de Nuevas Políticas viene de fuentes no convencionales - principalmente los
yacimientos de carbón (metano en capas de carbón), de formaciones de baja
permeabilidad (al gas) y las formaciones de pizarra (el shale gas). Su cuota de
mercado combinada de la producción aumenta de alrededor del 12% en 2008 a
alrededor del 19% en 2035.
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19 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Figura. 9 Producción de gas natural por región y escenario
Estados Unidos y Canadá contribuyen con más de una cuarta parte del aumento
en términos absolutos, con el grueso de la producción adicional de América del
Norte procedente de shale gas. En EE.UU. la producción de shale gas se ha dis-
parado en los últimos años, de sólo 12 millones de metros cúbicos en 2000 a un
estimado de 45 millones de metros cúbicos en 2009, invirtiendo la tendencia a la
baja en la producción de gas del país en general y, de hecho, en general, la pro-
ducción de EE.UU. de gas aumentó 16% en los próximos cuatro años 2009. Esto
ha eliminado la necesidad para el país para importar gas natural licuado (GNL) a
reparar un déficit que se esperaba en el suministro de gas de uso doméstico. Esta
evolución ha contribuido a la existencia de un exceso de capacidad de suministro
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20 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
en el resto del mundo, principalmente a causa de la recesión mundial, y ha sido
fundamental en el impulso de bajar los precios al contado.
Las perspectivas para la producción de gas no convencional en el resto del mun-
do, pequeño, por ahora, siguen siendo muy inciertas, aunque han mejorado en los
últimos años con un interés creciente en varias partes del mundo. La salida se
prevé que crezca más en China, India y Australia (donde la producción de metano
de carbón ha crecido rápidamente en los últimos años).
La perforación de exploración de shale gas y metano en capas de carbón se ha
iniciado en Europa, especialmente en Polonia, y algunas perspectivas al gas tam-
bién se han identificado en Polonia, Hungría y Alemania (IEA, 2010). Pero la pro-
ducción no convencional, es probable que se mantienen relativamente moderado
en el mediano plazo, principalmente debido a las dificultades logísticas y adminis-
trativas en el acceso a la tierra, y las preocupaciones ambientales relacionadas
con la necesidad de grandes volúmenes de agua para el fracturamiento hidráulico
y el riesgo de contaminación de aguas subterráneas (IEA, 2009). La incertidumbre
en torno a los suministros de gas no convencionales fuera de Norteamérica, sin
embargo es muy grande. Existe el riesgo de que las expectativas de la industria de
rápida expansión en el suministro no convencional podría inhibir la inversión en
recursos convencionales, dando lugar a un déficit en el suministro de gas en gene-
ral y de la presión temporal sobre los precios. Por el contrario, un desarrollo más
rápido de los suministros de gas no convencional de lo previsto podría dar lugar a
precios más bajos del gas en relación con el petróleo, y la penetración más rápida
del gas en el sector energético y en los usos finales.
En el Escenario de Nuevas Políticas, el Medio Oriente hace la mayor contribución
a la expansión de la producción de gas durante el período de Outlook, su produc-
ción más del doble a cerca de 800 millones de metros cúbicos para el año 2035.
La región posee las mayores reservas y tiene costos de producción relativamente
bajos, tanto para el gas producido en asociación con petróleo y del gas seco. Cua-
tro países - Qatar, Arabia Saudita, Irán e Irak - representan casi la totalidad del
aumento de 410 millones de metros cúbicos. Alrededor de dos tercios del aumento
de la producción, o 275 billones de metros cúbicos de lo que se consumen local-
mente, principalmente en centrales eléctricas y las restantes 130 millones de me-
tros cúbicos se exporta. Aunque no hay duda de que estos países tienen los re-
cursos para aumentar la producción considerablemente, hay una considerable in-
certidumbre acerca de cuándo y qué tan rápido esto va a suceder, sobre todo en
Irak e Irán. Qatar se ha declarado una moratoria sobre nuevos proyectos de expor-
tación de gas, a la espera de los resultados de un estudio de los efectos de los
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21 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
proyectos actuales en los embalses de campo del norte del país - la más grande
del mundo de campo de gas. La mayoría de los países de Oriente Medio, con la
excepción de Qatar, se han encontrado con la escasez de gas en los últimos años,
como la exploración y el desarrollo no ha podido seguir el ritmo de la demanda.
Europa del Este / Eurasia ve el aumento de volumen de la segunda mayor de la
producción durante el período de proyección que sigue siendo la mayor región
productora de en 2035, muy por delante de América del Norte, con Rusia y Turk-
menistán elevando la producción de la región. Asia y África representan la mayor
parte del aumento restante de la producción mundial entre 2008 y 2035. China se
proyecta para ver una ampliación considerable de su capacidad, con la mayor par-
te del incremento a largo plazo procedente de los depósitos herméticos al gas, el
metano en capas de carbón y el shale gas. Producción total de gas que llega a
casi 140 millones de metros cúbicos en 2020 y 180 millones de metros cúbicos en
2035, frente a sólo 80 millones de metros cúbicos en 2008. La China National Pe-
troleum Corporation ha entrado en empresas conjuntas con un número de compa-
ñías internacionales para desarrollar los recursos técnicamente difíciles. China
firmó un acuerdo con Estados Unidos en noviembre de 2009 para cooperar en el
desarrollo de shale gas, los recursos de China de que se cree que son muy gran-
des. A pesar de este incremento de la producción, la dependencia de importacio-
nes de China se eleva aún más el período de proyección, sobre todo después de
2020. India también está lista para aumentar la producción de gas, aunque el ritmo
de desarrollo se prevé una desaceleración en el mediano plazo. La producción
aumentó en 2009, a un estimado de 46 millones de metros cúbicos, con la realiza-
ción a finales de 2008 de D6 de Reliance en la cuenca de Krishna Godavari. La
salida se prevé que crezca a 60 millones de metros cúbicos en 2015, con una pro-
ducción adicional de D6 compensando con creces la disminución en otros cam-
pos, maduro, y poco más de 100 millones de metros cúbicos en 2035, con una
proporción cada vez mayor proveniente de convencionales las fuentes (principal-
mente metano en capas de carbón) como los recursos convencionales se agotan y
los costos de desarrollo con el aumento de tamaño de los campos en declive. La
mayor parte del aumento en la producción de gas de África se produce en Argelia
y Nigeria.
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22 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Figura. 10 Reservas mundiales de gas
Fuente: http://www.petroleum econ mist.com/Article/2746052/Unconventional-gas-
gaining-momentum-worldwide.html.
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23 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
7. Potencial de Recursos de Tight Gas en Colombia
El potencial se estima al menos en 1,2 TPc in situ y puede existir en las cuencas
de la Cordillera Oriental y el Valle Medio del Magdalena (VMM), pero no hay estu-
dios geoquímicos disponibles que confirmen esta hipótesis.
Figura 1: Depósitos y potencial de Tight Gas en Colombia
Fuente: Arthur D. Little Inc.
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8. FORMACIONES DE SHALE GAS.
El Shale gas es el gas natural producido a partir de lutitas, el cual se ha convertido
en una fuente cada vez más importante de energía a nivel mundial ante el abru-
mador incremento en el consumo de energías fósiles (Figura 11).
Figura. 11 Relación Producción vs. Consumo de gas en el mundo.
Fuente:http://3.bp.blogspot.com/-FICfhIV1lAo/TunJdGYDe5I/AAAAAAAAAPE/G-
MI_WXrfMM/s1600/Gas+Production+%2526+Consumption.png
Estos yacimientos no convencionales y sus tecnologías de explotación aparecie-
ron por primera vez en Estados Unidos con su introducción al campo Barnett Sha-
le en Texas durante la década de 1.990. Algunos analistas esperan que el Shale
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Gas amplíe en gran medida el suministro de energía en todo el mundo dando su
contribución a las reservas mundiales (Figura 12).1
Figura. 12 Reservas de Gas Shale en el Mundo.
Fuente: http://www.halliburton.com/ps/default.aspx?navid=1519&pageid=3892
Un estudio realizado por el Instituto Baker de Políticas Públicas en la Universidad
de Rice llegó a la conclusión de que el aumento de producción de gas de lutitas en
los EE.UU. y Canadá podría ayudar a evitar que Rusia y los países del Golfo Pér-
sico tengan cierto poder superior con respecto a los precios del gas que exporta a
países europeos.
Hasta el momento el Shale Gas tiene unas reservas recuperables en el mundo
superior a los 16 Tera pies cúbicos y en mayor proporción en Norte América por
encima de los 3,8 Tera pies cúbicos.2
1.http://en.wikipedia.org/wiki/shale .gas 2 http://www.halliburton.com
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Figura. 13 Perforación de pozos Horizontales.
Fuente: http://www.mcdan.com/images/CBM_deep.jpg
Este tipo de yacimiento es denominado como no convencional, ya que posee una
matriz de baja permeabilidad y su explotación en cantidades comerciales requiere
fracturas que proporcionen aumento de dicha propiedad3. Inicialmente se perfora-
ban pozos verticales pero debido a su reducida área de drenaje se hace necesaria
la perforación de pozos horizontales que alcanzan un área lateral de hasta 10.000
3 http://www.laeconomia.com.mx
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pies (3.000 mt) en los Shale Gas, para crear una zona de máxima superficie del
pozo en contacto con la formación como se observa en la Figura 13.
En general los yacimientos no convencionales son complejos y sus características
físicas como la permeabilidad en la matriz, su mayor heterogeneidad y su porcen-
taje de contenido de materia orgánica (TOC) dan como resultados unas altas ta-
sas de producción inicial y pequeñas áreas de drenaje en el pozo, lo que hace que
los yacimientos de Shale Gas sean difíciles de producir en forma rentable, ya que
requieren un gran número de fracturas y su explotación y posterior fracturamiento
hidráulico dependen de los avances tecnológicos y de una mayor eficiencia opera-
tiva en la interpretación sísmica, perforación, completamiento del pozo y manejo
adecuado del fracturamiento hidráulico con respecto a los fluidos de trabajo.
8.1. FACTORES Y EFECTOS DE LAS FORMACIONES DE SHALE.
Las Lutitas mas conocidas como “Shale” son rocas sedimentarias de grano fino
formadas por la consolidación de arcilla, limo o lodo, y se caracterizan por poseer
una estructura laminar. Las lutitas están constituidas principalmente por minerales
de arcilla, en una proporción que puede variar entre 15% y 100%, minerales acce-
sorios, como cuarzo, carbonatos y feldespatos, Figura 14. De aquí que los Shale
cubran un amplio rango de composiciones y presentan propiedades mecánicas,
petrofísicas y fisicoquímicas muy diferentes, dependiendo de la composición mine-
ralógica.
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Figura. 14 Formación de Shale Gas.
fuen-
te:http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/e/ef/Limestone_on_shale.
jpg/800px.jpg
De igual manera son rocas de grano fino con alto contenido de arcilla, poros pe-
queños y baja permeabilidad que normalmente se encuentran saturadas con agua
de formación. La combinación de estas características hace que los Shale Gas
sean altamente susceptibles a fenómenos de inestabilidad.
8.2. COMPOSICIÓN DE LOS SHALE
Minerales de arcilla (15-100%): Principalmente (grupo de la caolinita, grupo de la
montmorillonita, illita), que se forman en el campo sedimentario (de neoformación)
y de restos de cuarzo, feldespato y mica. Componentes adicionales son hematita,
limonita, calcita, dolomita, yeso y los sulfuros. Son de colores muy variables: gris,
verde, rojo, café, negra. Las variedades negras son particularmente ricas en sus-
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tancias orgánicas4. El Shale es una roca masiva, terrosa, normalmente bien com-
pactada, a menudo portafósiles, por ejemplo foraminíferos, ostracodos, graptolites
y trilobites. Muchos Shale Gas muestran bioturbación es decir una estructura se-
dimentaria irregular producida por la acción de organismos excavadores al fondo
del mar.
8.3. CARACTERÍSTICAS DE LOS SHALE
• Baja permeabilidad y una alta sensibilidad al agua. Los pequeños diámetros
de poro explica por qué los Shale se consideran frecuentemente im-
permeables. La permeabilidad puede oscilar entre 10-6 y 10-12 D, pero se
encuentra por lo general en el orden de los nanodarcies (10-9 D).
• Tamaño de poro (1-10 nanómetros) de los Shale también es muy pequeño:
oscila entre 1 y 10 nm. En consecuencia, los mecanismos de transporte,
tanto hacia dentro como hacia fuera de la formación, son muy lentos. Adi-
cionalmente, no puede formarse un revoque sobre las paredes del pozo.
• La porosidad total de los Shale disminuye con la compactación (profundi-
dad), al igual que sucede con otras rocas5.
• Clasificación de los Shale de acuerdo a varios aspectos según sus propie-
dades químicas y físicas (Tabla 1).
4 http://www.geovirtual.cl/geologiageneral
5 E. Sánchez, L. Graterol, J. Suárez, Metodología de selección de parámetros óptimos de perfora-
ción de formaciones lutíticas para estabilidad de hoyo. parte I. PDVSA
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Tabla 1 Clasificación de Shale (Según Mondshine).
Fuente: http://www.geovirtual2.cl/geologiageneral/museo1.htm
8.4. PROBLEMAS ASOCIADOS CON LOS SHALE
Los Shale son rocas sedimentarias que constituyen cerca del 75% de las
secciones perforadas y causan aproximadamente el 90% de los problemas
relacionados con inestabilidades durante la perforación de pozos. Estos
problemas durante la perforación de los Shale Gas incrementan significati-
vamente los costos de construcción de pozos de gas.
Existen otros síntomas indirectos de problemas de inestabilidad de hoyo ta-
les como altos torques, apoyos y arrastres, atascamiento de la tubería, re-
vestidores o herramientas de registros. Estos síntomas pueden ser causa-
dos por colapsos de hoyo, especialmente en hoyos altamente inclinados u
horizontales.
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La ausencia o disminución de la circulación, así como, el aumento de den-
sidad del fluido por incremento de sólidos de perforación puede indicar la
presencia de un atascamiento de tubería debido al derrumbe del hoyo. El
exceso de ripios o derrumbes puede deteriorar las propiedades del fluido
por exceso de sólidos. También tenemos que las vibraciones de la sarta de
perforación, así como los impactos laterales a las paredes pueden provocar
la falla del hoyo.
Entre los principales factores geomecánicos decisivos en los problemas de
estabilidad del hoyo, se encuentran: la orientación y la magnitud de los es-
fuerzos "in situ", las propiedades mecánicas y poro elásticas de los Shale,
presión de poro, los planos de estratificación y las fracturas prexistentes en
la formación6.
8.5. PARÁMETROS DE DISEÑO QUE CONTROLAN LA ESTABILIDAD DEL
HOYO EN FORMACIONES DE SHALE
En la etapa de diseño de un pozo se deben establecer ciertos parámetros que
permitan construir el pozo de manera rápida y segura, mediante el control de los
problemas de estabilidad de hoyo. Los parámetros de diseño más importantes de
establecer cuando se perforan formaciones de Shale Gas son:
Dirección e inclinación del hoyo: La inclinación y dirección del hoyo afectan
notablemente la estabilidad del mismo. La distribución desigual de los es-
fuerzos tangencial y axial tiende a producir inestabilidad del hoyo, cuando
los esfuerzos inducidos sobre la roca son superiores en magnitud a la resis-
tencia mecánica. Esta distribución de esfuerzos alrededor del hoyo depen-
de del régimen de esfuerzos y de la magnitud relativa de los componentes 6 E. Sánchez, L. Graterol, J. Suárez, Metodología de selección de parámetros óptimos de perfora-
ción de formaciones lutíticas para estabilidad de hoyo. parte I. PDVSA
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de esfuerzos "in situ". Los límites de resistencia mecánica de la roca se es-
tablecen con algún criterio de falla. Cada trayectoria (dirección e inclinación)
en conjunto con el régimen de esfuerzo se convierte en un caso particular
de análisis. Los casos más críticos se encuentran Cuando los esfuerzos in-
ducidos alrededor del hoyo obtienen la máxima diferencia relativa entre
ellos, corriendo el riesgo que supere la resistencia mecánica de la roca7
Densidad del fluido de perforación: La densidad óptima del lodo es un pa-
rámetro fundamental de diseño en ingeniería de perforación. Por lo general
se utilizan dos criterios para seleccionar la densidad adecuada del lodo: i) la
presión ejercida por el lodo debe ser mayor que la presión de colapso del
hoyo y, ii) la presión del lodo no debe exceder la presión de fracturamiento
hidráulico. La perforación de Shale Gas en condiciones bajo balance puede
conducir a una fluencia excesiva de la formación y al colapso del hoyo. Por
el contrario, la perforación en sobre balance puede llegar a producir fractu-
ramiento hidráulico de la formación. El peso del lodo debe ser tal que o ex-
ceda la resistencia a la tracción de la roca. Los límites de resistencia de la
roca se establecen a través de un criterio de falla.
Composición del fluido de perforación: La composición de los fluidos de per-
foración afecta notablemente la estabilidad del hoyo. Por ejemplo, el meca-
nismo que prevalece cuando se utiliza un fluido base aceite es el de capila-
ridad, mecanismo que depende del radio de los poros, el ángulo de contac-
to y tensión interfacial entre el fluido de poro y el fluido de fractura. En los
poros de los Shale Gas en general se encuentra agua salada, por lo que se
forman tensiones interfaciales y ángulos de contacto muy altos lo cual pro-
ducen presiones capilares muy altas que impiden la penetración del este
fluido a la formación, aunque se encuentre en sobre balance. Esto produce
que la presión ejercida sobre la formación sea efectiva, y en ese caso sólo
7 E. Sánchez, L. Graterol, J. Suárez, Metodología de selección de parámetros óptimos de perfora-
ción de formaciones lutíticas para estabilidad de hoyo. parte I. PDVSA
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intervienen los factores geomecánicos o externos en la estabilización de la
roca. Los fluidos base agua no pueden desarrollar presiones capilares simi-
lares debido a que son de la misma naturaleza que el fluido presente en los
poros. Esta condición origina la invasión de fluido hacia los poros
conduciendo a diferentes mecanismos de interacción dependientes del
tiempo que pueden producir fallas en la roca. Estos mecanismos se gene-
ran por potenciales hidráulicos, químicos o térmicos. Básicamente, cual-
quier penetración de fluido hacia los poros de los Shale Gas produce cam-
bios significativos en la presión de poro generando una disminución de los
esfuerzos efectivos y por ende produciendo fallas en la roca. El fluido den-
tro del poro puede alterar la matriz de roca, ya sea por dilución de materia-
les cementantes o por hidratación de minerales hinchables, lo cual disminu-
ye su resistencia8.
9. GENERALIDADES SOBRE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
El fracturamiento hidráulico tiene como objetivo aumentar la producción de los po-
zos que contienen crudo y/o gas, mejorando las propiedades de permeabilidad y
porosidad de la formación. Consiste en aplicar presión hidráulica a una roca reser-
vorio hasta producir la falla o fractura de la misma, con el fin de crear canales de
flujo que conecten fracturas naturales o producir nuevas fracturas que generan
una gran área de flujo9. Ver figura 15.
8 E. Sánchez, L. Graterol, J. Suárez, Metodología de selección de parámetros óptimos de perfora-
ción de formaciones lutíticas para estabilidad de hoyo. parte I. PDVSA 9 CARREÑO RUEDA, Mildreth Johanna. Análisis y evaluación de la optimización de la producción
en el Campo Cantagallo, SRI, ECOPETROL S.A. mediante la ejecución de un piloto de fractura-
miento hidráulico en las arenas B, C y CG. Bucaramanga, 2006, 193 p. Trabajo de grado.
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34 | E s c u e l a d e I n g e n i e r í a d e P e t r ó l e o s
Figura. 15 Fracturamiento Hidráulico.
Fuente: http://www.youtube.com/watch?v=73mv-Wl5cgg
Es un proceso que, en forma general, se compone de varias etapas. En la etapa
inicial una carga de un fluido de aspecto gelatinoso, denominado Fluido de fractura
(Slick Water), observado en la figura 5, es bombeado a grandes presiones, desde
la superficie hasta la formación, como fluido colchón o “pad”, con el fin de contac-
tar las zonas productivas y empezar a crear una fractura, la cual se extiende o
propaga por si sola.
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Figura. 16 Material propante ubicado en la formación de Shale Gas.
Fuente: http://www.youtube.com/watch?v=73mv-Wl5cgg
En la segunda etapa es bombeada una nueva carga, mayor que la anterior, del
fluido de fractura (Lineal Gel), ahora mezclado con el propante, el cual evitará que
la fractura creada se cierre, quedando finalmente ubicado en ella, obsérvese en la
figura 6. Después de inyectados el propante y el fluido de fractura, la presión hi-
dráulica disminuye y la operación de bombeo en superficie finaliza. Así, se crean
los canales que permiten el flujo de los fluidos que tiene la formación desde las
zonas más alejadas hacia el pozo perforado.
La tercera etapa y última etapa de esta técnica consiste en la degradación del flui-
do de fractura, el cual disminuye su viscosidad a través del tiempo, por efectos de
la temperatura del pozo y del Shear rate, con el fin de ser removido por flowback
(limpieza de fractura). Obsérvese en la figura 17.
Figura 6
Fuente: Chesapeake Energy
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Figura. 17 Degradación del fluido de fractura.
Fuente: http://www.youtube.com/watch?v=73mv-Wl5cgg.
9.1. FLUIDO DE FRACTURA
Los fluidos o geles de fractura son suspensiones de partículas sólidas en un líqui-
do10. Se consideran fluidos pseudoplásticos, por lo cual su viscosidad aparente
disminuye cuando se aumenta la velocidad de deformación.
Las funciones básicas son (crear y extender una fractura hidráulica, transportar y
suspender el material propante). Actualmente se encuentran disponibles tres tipos
de fluidos de fracturamiento hidráulico11.
10
BONILLA, Fernando. Fluidos de Completamiento y Fluidos de Fracturamiento. Universidad Sur-
colombiana. Neiva, Huila. P. 5-11. www.usco.edu.co
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9.1.1. Slick Water
También conocido como agua de fracturamiento y está compuesta en un
99.5% por agua, arena y el restante por otros aditivos. Entre los que se en-
cuentran los ácidos, reductores de fricción, surfactantes, agente gelifican-
te, agente de ajuste de pH, rompedor, controlador de sólidos, inhibidor de
corrosión, agente antibacteriano, estabilizador de arcilla.
9.1.2. Lineal Gel
Consiste en combinar el agua de fractura con un gel a baja concentración
de propante, con la finalidad de ser transportado hacia la formación de Sha-
le.
9.1.3. X-Linked
Usan un porcentaje de gas en el volumen del fluido superior al 50%, los
gases usados en las espumas son N2 y CO2 y tiene como finalidad limpiar
las fracturas después de colocado el material propante.
11
HSU, Christie, h AND conway, Michael, W. Fracturing Fluids for Deep, Hot Formations. En: SPE Journal paper Nº 9707. (November, 1981); p. 2213-2218
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CONCLUSIONES
El Gas natural que no puede ser desarrollado de forma rentable usando
perforación vertical debido a las bajas tasas de flujo de gas. Acumulaciones
en grandes áreas y en diferentes formaciones geológicas.
Su desarrollo requiere un entendimiento detallado del yacimiento e ingenie-
ría para optimizar la localización, perforación y completamiento de los po-
zos.
La tecnología clave para aumentar la tasa de flujo del Tight gas y el Shale
gases es el fracturamiento hidráulico, que generalmente se realiza median-
te el bombeo de agua, químicos y arena a alta presión.
Si bien los recursos tecnológicos al servicio de la exploración y la explota-
ción de no convencional encarecen los proyectos de shale gas;, esos mayo-
res costos se ven compensados por los grandes volúmenes de recursos in
situ potencialmente extraíbles, una vez evaluada la roca generadora.
Por más de cuarenta años, Estados Unidos ha producido Tight gas con tec-
nologías en continuo desarrollo, lo que ha permitido mejorar las tasas de
producción, aumentado el gas recuperable, e incrementar la rentabilidad.
Varias empresas de petróleo y gas estatales, internacionales e indepen-
dientes lo explotan motivadas por la posibilidad de replicar el conocimiento
que están adquiriendo en otras zonas del mundo.
El reto de la perforación horizontal es la navegación en formaciones lamina-
res de bajo espesor, fracturadas y heterogéneas, de tal manera que se
pueda “exponer” la mayor área de la formación con los mejores potenciales
para producción. Esto permite además disminuir el número de locaciones
en superficie.
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