Trabajo Tight Gas

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


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


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


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

TECNOLOGÍA DE GAS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER TIGHT GAS Y SHALE Primer Periodo Académico 2012

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.



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.



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.



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.



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

http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=346&c_id=4

http://www.rigzone.com/training/insight.asp?insight_id=346&c_id=4



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.



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.



Figura. 4 Perforación Direccional

Fuente: MacKenzie Gas Project, www.mackenziegasproject.com



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





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,

http://spanish.alibaba.com/product-gs/hydraulic-fracturing-ceramic-proppant-sand-with-api-certification-580043640.html

http://spanish.alibaba.com/product-gs/hydraulic-fracturing-ceramic-proppant-sand-with-api-certification-580043640.html



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



http://www.total.com/en/total-en-images-900570.html&img=/MEDIAS/MEDIAS_INFOS/4258/FR/Etape2-FracturationHydraulique-L-2.jpg



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



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



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.



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



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



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.



Figura. 10 Reservas mundiales de gas

Fuente: http://www.petroleum econ mist.com/Article/2746052/Unconventional-gas-

gaining-momentum-worldwide.html.



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.



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

http://en.wikipedia.org/wiki/Natural_gas



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

http://en.wikipedia.org/wiki/Baker_Institute_of_Public_Policy

http://en.wikipedia.org/wiki/Rice_University

http://en.wikipedia.org/wiki/Rice_University

http://www.halliburton.com/



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

http://en.wikipedia.org/wiki/Matrix_(geology)



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.



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-



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

http://www.geovirtual.cl/Museovirtual/061ageo.htm

http://www.geovirtual.cl/Museovirtual/064ageo.htm

http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/ggcap05b-3.htm#bioorgani

http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/ggcap05c.htm

http://www.geovirtual.cl/geologiageneral/ggcap05c.htm

http://www.geovirtual.cl/geologiageneral



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.



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-




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





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.


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.



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.



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



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



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



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.



BIBLIOGRAFÍA

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sente de la actividad exploratoria en Colombia, Director General, Cartage-

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1983); p. 315-320

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68755

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