{"id":452,"date":"2013-03-08T16:29:23","date_gmt":"2013-03-08T16:29:23","guid":{"rendered":"http:\/\/www.icog.es\/TyT\/?p=452"},"modified":"2016-09-06T12:50:59","modified_gmt":"2016-09-06T12:50:59","slug":"hidrocarburos-no-convencionales-ii","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.icog.es\/TyT\/index.php\/2013\/03\/hidrocarburos-no-convencionales-ii\/","title":{"rendered":"Hidrocarburos no convencionales (II)"},"content":{"rendered":"

Tierra y Tecnolog\u00eda n\u00ba 42 |\u00a0Texto | Juan Garc\u00eda Portero, ge\u00f3logo. Colegiado n\u00ba 573 del ICOG, responsable de exploraci\u00f3n en la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi (SHESA) |\u00a0<\/strong>La segunda parte de este art\u00edculo (aqu\u00ed parte I)<\/span><\/a> se centra en la descripci\u00f3n del m\u00e9todo auxiliar habitualmente empleado\u00a0en la extracci\u00f3n de hidrocarburos no convencionales (especialmente en la producci\u00f3n de shale gas, shale oil y tight gas), la denominada fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica (hydraulic fracturing o fracking). Es una t\u00e9cnica que\u00a0se utiliza para fracturar la roca reservorio no convencional con objeto de crear permeabilidad artificial\u00a0que permita aumentar los vol\u00famenes de hidrocarburos que puedan fluir al pozo desde el almac\u00e9n no convencional. Por su propia naturaleza, estos tipos de reservorios presentan valores de permeabilidad muy bajos. Se describen los aspectos b\u00e1sicos de esta t\u00e9cnica y se analizan determinados t\u00f3picos que\u00a0con respecto al uso de la fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica est\u00e1n creando una cierta pol\u00e9mica en los medios\u00a0de comunicaci\u00f3n y en algunos sectores de la sociedad.<\/em><\/p>\n

Conceptos b\u00e1sicos, historia, potencialidad y situaci\u00f3n actual<\/h6>\n

Las rocas compactas (tight) y las rocas generadoras (oil shale y gas shale) que contienen hidrocarburos son reservorios no convencionales. Estas rocas almac\u00e9n no convencionales, que albergan hidrocarburos no convencionales, se caracterizan por poseer valores de permeabilidad muy bajos, menores que 0\u20191mD (miliDarcy).<\/p>\n

Valores de permeabilidad tan peque\u00f1os no permiten que, una vez que se perfora el reservorio, fluyan vol\u00famenes importantes de hidrocarburo de la roca almac\u00e9n al pozo. En consecuencia, las recuperaciones por pozo en este tipo de reservorios estar\u00edan condenadas a ser siempre, o casi siempre, sub-econ\u00f3micas, a menos que, de alguna forma, se aumenten los valores de permeabilidad de la roca reservorio. Esto se consigue estimulando, fracturando artificialmente la roca: es el proceso conocido como fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica, hydraulic fracturing o fracking. Se aumenta la permeabilidad de la roca, se permite que fluyan al pozo parte de los hidrocarburos en ella contenidos, incrementando as\u00ed los vol\u00famenes de hidrocarburos que pueden recuperarse.<\/p>\n

El proceso de perforaci\u00f3n y de fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica de un pozo para exploraci\u00f3n-producci\u00f3n de hidrocarburos<\/strong><\/p>\n

El proceso de fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica es completamente independiente del de perforaci\u00f3n del pozo, y necesariamente posterior. La fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica se realiza siempre una vez que el pozo est\u00e1 ya terminado y completado.<\/p>\n

Con objeto de entender c\u00f3mo se realizan ambos procesos, lo mejor, lo m\u00e1s did\u00e1ctico, es describir cada uno de ellos por separado, en orden cronol\u00f3gico, tal y como acontecen en la exploraci\u00f3n-producci\u00f3n de hidrocarburos no convencionales.<\/p>\n

En cualquier caso, el lector debe tener presente que existen otras formas de dise\u00f1ar, construir y fracturar (estimular) un pozo para exploraci\u00f3n-explotaci\u00f3n de hidrocarburos. La que se resume a continuaci\u00f3n puede considerarse una manera habitual de proceder. Asimismo, debe tenerse en cuenta que los procesos de perforaci\u00f3n y de fracturaci\u00f3n conllevan otras muchas operaciones no descritas en el presente art\u00edculo.<\/p>\n

Perforaci\u00f3n<\/strong><\/p>\n

Normalmente, los objetivos para exploraci\u00f3n-producci\u00f3n de hidrocarburos, tanto los convencionales como los no convencionales, se encuentran mucho m\u00e1s profundos que los acu\u00edferos que contienen aguas mete\u00f3ricas (suelen ser relativamente someros) o incluso se encuentran en columnas estratigr\u00e1ficas donde no hay acu\u00edferos.<\/p>\n

Los acu\u00edferos explotables, ya sea para consumo humano, regad\u00edo, etc., contienen aguas mete\u00f3ricas, aguas dulces, y est\u00e1n en conexi\u00f3n con la superficie, lo que posibilita su recarga.<\/p>\n

Los hidrocarburos se encuentran habitualmente albergados en rocas que no tienen conexi\u00f3n con la superficie, lo que permite que en ellas se hayan podido preservar tanto el agua de formaci\u00f3n como los posibles hidrocarburos generados y\/o almacenados durante su evoluci\u00f3n geol\u00f3gica (v\u00e9ase figura 1A). Si las rocas que contienen los hidrocarburos estuvieran conectadas con la superficie, a poca que fuese su permeabilidad, los hidrocarburos escapar\u00edan y los que permaneciesen ser\u00edan alterados, oxidados y biodegradados por la acci\u00f3n microbiana. En la mencionada figura se esquematiza esta disposici\u00f3n te\u00f3rica, pero ciertamente habitual, antes del comienzo de una perforaci\u00f3n. Las profundidades anotadas son meramente orientativas y evidentemente pueden variar en m\u00e1rgenes amplios, pero igualmente responden a una situaci\u00f3n que puede considerarse frecuente en la realidad. La mayor parte de los objetivos que hoy en d\u00eda se exploran para hidrocarburos se sit\u00faan a profundidades mayores de 3.000 m; el establecer el contacto entre las aguas mete\u00f3ricas y las aguas connatas a unos 1.000 m es tambi\u00e9n una situaci\u00f3n perfectamente factible.<\/p>\n

Comienza el proceso de perforaci\u00f3n con objeto de alcanzar el reservorio. En la perforaci\u00f3n de pozos para exploraci\u00f3n-producci\u00f3n de hidrocarburos, ya sean convencionales o no convencionales, siempre se a\u00edslan los niveles superiores mediante la instalaci\u00f3n de una o varias secciones de entubados (casings; el superior se denomina casing de superficie, el siguiente casing intermedio) y cementando el espacio anular, el espacio entre la roca perforada y la tuber\u00eda (v\u00e9ase figura 1B). Los di\u00e1metros de perforaci\u00f3n y de entubaci\u00f3n que se indican en estas figuras representan solamente una posible opci\u00f3n. Se puede construir un pozo utilizando otros di\u00e1metros menores, si el objetivo estuviese m\u00e1s somero, o mayores, si fuese necesario emplear m\u00e1s fases en la perforaci\u00f3n del pozo. En cualquier caso, si la perforaci\u00f3n de una fase se realiza con el di\u00e1metro indicado en las figuras, el di\u00e1metro que corresponde a su entubaci\u00f3n suele ser tambi\u00e9n el anotado en ellas.<\/p>\n

En el caso de existir un acu\u00edfero en la columna a perforar, se dedica una fase o secci\u00f3n de perforaci\u00f3n y entubado-cementaci\u00f3n exclusivamente para proteger el acu\u00edfero. Desde ese momento, antes de continuar la perforaci\u00f3n, el acu\u00edfero se encontrar\u00e1 ya protegido por un lecho de cemento y una tuber\u00eda (v\u00e9ase figura 1C). No siempre es necesario realizar esta operaci\u00f3n puesto que hay situaciones, columnas de pozos, en las que no se atraviesa ning\u00fan acu\u00edfero de entidad.<\/p>\n

Despu\u00e9s de haber atravesado y aislado el acu\u00edfero, se contin\u00faa la perforaci\u00f3n hasta llegar cerca del techo del reservorio, del objetivo exploratorio. Se puede emplear una o dos fases de perforaci\u00f3n, dependiendo de la distancia que haya que salvar desde la base de la anterior entubaci\u00f3n hasta la profundidad que se desee alcanzar: si es muy grande o el pozo presenta alg\u00fan problema de perforaci\u00f3n, ser\u00e1 necesario emplear dos fases; si no es grande y\/o la perforaci\u00f3n discurre sin problemas, se puede alcanzar el techo del reservorio utilizando una sola fase. En la figura 1D se ha representado el caso en el que es necesario emplear dos fases de perforaci\u00f3n, y dos entubaciones-cementaciones, para alcanzar el techo del reservorio.<\/p>\n

Se entuba(n) y cementa(n) esta(s) nueva(s) fase(s), quedando as\u00ed, antes de perforar el objetivo, toda la columna perforada aislada del pozo (v\u00e9ase figura 1D). Obs\u00e9rvese que, en caso de haber empleado una sola fase para perforar desde la base del acu\u00edfero al techo del reservorio, el acu\u00edfero estar\u00eda protegido ya por dos capas de cemento y dos tuber\u00edas; mientras que en el caso de haber empleado dos fases para perforar desde la base del acu\u00edfero al techo del reservorio, el acu\u00edfero estar\u00eda entonces protegido por tres capas de cemento y tres tuber\u00edas; es el caso representado en la mencionada figura 1D. Una vez realizadas todas estas operaciones, se est\u00e1 en disposici\u00f3n de perforar el reservorio, la roca almac\u00e9n que contiene los hidrocarburos, sin que dicha operaci\u00f3n afecte, ni sea afectada, por la columna de materiales previamente perforada.<\/p>\n

Despu\u00e9s de haber perforado la parte del pozo donde se encuentra la formaci\u00f3n reservorio, se entuba y se cementa. La operaci\u00f3n suele realizarse utilizando una tuber\u00eda colgada de revestimiento (liner de producci\u00f3n) y cementando el espacio anular, espacio entre la pared de la formaci\u00f3n productora y el liner, desde el fondo del pozo hasta el colgador (liner hanger). Desde el colgador hasta la superficie se instala una tuber\u00eda de producci\u00f3n (production casing) cuyo espacio anular, espacio entre la anterior tuber\u00eda de revestimiento y la propia tuber\u00eda de producci\u00f3n se llena normalmente de una salmuera estable y densa (v\u00e9ase figura 1E). El interior del pozo queda igualmente colmatado de agua y salmuera.<\/p>\n

As\u00ed, toda la columna perforada, incluida la zona de la que luego se producir\u00e1, queda completamente sellada, totalmente aislada, del pozo creado; en algunos tramos, los m\u00e1s superficiales, por hasta tres tuber\u00edas y tres cuerpos de cemento. En el tramo m\u00e1s profundo, generalmente donde se localiza el almac\u00e9n a explotar, normalmente con una tuber\u00eda de revestimiento y una cementaci\u00f3n.<\/p>\n

A lo largo del proceso de perforaci\u00f3n, y una vez finalizado \u00e9ste, se emplean herramientas espec\u00edficas para comprobar la idoneidad de los trabajos de entubaci\u00f3n y cementaci\u00f3n, la estanqueidad del pozo y, en general, la integridad de todos los elementos empleados. El conocimiento y los medios t\u00e9cnicos disponibles hoy en d\u00eda hacen que este tipo de operaciones sean rutinarias y obligatorias en todos los programas de trabajo. La buena praxis en la realizaci\u00f3n de estas operaciones garantiza taxativamente que no se pueda producir contaminaci\u00f3n desde el pozo a los acu\u00edferos y\/o a cualquier otro nivel cortado en el sondeo, ni por los fluidos de perforaci\u00f3n, ni por los fluidos de fracturaci\u00f3n, ni por los hidrocarburos que se produzcan.<\/p>\n

Si el pozo es positivo, desde que termina la perforaci\u00f3n hasta que empieza la producci\u00f3n (pueden pasar a\u00f1os), queda as\u00ed entubado y cementado en \u201cabandono temporal\u201d, con el resto de los elementos de seguridad necesarios instalados; el pozo estar\u00e1 perfectamente sellado. Si el pozo es negativo, se abandona definitivamente, a\u00f1adi\u00e9ndole una serie de tapones de cemento, de unos 100 m de potencia cada uno.<\/p>\n

Cuando se est\u00e1 listo para comenzar la explotaci\u00f3n del reservorio, en un yacimiento convencional, basta con perforar el liner de producci\u00f3n y el cemento. Esto se hace usando peque\u00f1as cargas explosivas que agujerean la tuber\u00eda y el cemento. Las cargas se bajan por el interior del pozo y se disparan usando un ca\u00f1\u00f3n espec\u00edficamente dise\u00f1ado para estas operaciones. En cada disparo se utilizan normalmente 2-3 kg de explosivo, repartidos entre todas las cargas. En un yacimiento convencional, el hidrocarburo (gas y\/o petr\u00f3leo) fluir\u00e1 libremente a trav\u00e9s de las perforaciones (suelen tener di\u00e1metros de 2 o 3 cm). S\u00f3lo a trav\u00e9s de las perforaciones, el resto del pozo queda perpetuamente aislado de las formaciones geol\u00f3gicas (v\u00e9ase figura 1F).<\/p>\n

Estimulaci\u00f3n mediante fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica<\/strong><\/p>\n

En un yacimiento no convencional, se perfora igualmente el liner de producci\u00f3n y el cemento (utilizando el mismo tipo de cargas explosivas, la misma tecnolog\u00eda), pero antes de producir hay que estimular (fracturar) la formaci\u00f3n reservorio porque el gas (el hidrocarburo en general), debido a los bajos o muy bajos valores de permeabilidad de la roca almac\u00e9n, no ser\u00eda capaz de fluir por s\u00ed mismo en vol\u00famenes suficientes para hacer rentable su extracci\u00f3n.<\/p>\n

La fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica se realiza inyectando un fluido a presi\u00f3n (v\u00e9ase figura 1G). La presi\u00f3n a la que se inyecta el fluido deber\u00e1 ser mayor que la presi\u00f3n de rotura de la formaci\u00f3n para que el fluido consiga romper, crear microfracturas, en la roca. Se volver\u00e1 sobre este aspecto en el siguiente ep\u00edgrafe.<\/p>\n

Una vez estimulada (fracturada) la roca almac\u00e9n, la forma de producir es similar a la de un yacimiento convencional. El hidrocarburo fluye solamente a trav\u00e9s de las perforaciones, el resto del pozo permanece completamente aislado de las formaciones geol\u00f3gicas.<\/p>\n

La fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica o \u2018fracking\u2019<\/strong><\/p>\n

\u00a0Antecedentes y consideraciones previas<\/em><\/p>\n

Como primer acercamiento al concepto de fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica o fracking conviene aclarar que, aunque pudiera resultar novedoso para\u00a0muchas personas, incluidos t\u00e9cnicos en ciencias de la Tierra, es una t\u00e9cnica utilizada en todo el mundo desde hace varias d\u00e9cadas, fundamentalmente en pozos para exploraci\u00f3n-producci\u00f3n de hidrocarburos.<\/p>\n

La primera referencia hist\u00f3rica al empleo de la fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica con objeto de mejorar la producci\u00f3n de hidrocarburos en un pozo data del a\u00f1o 1946; tuvo lugar en el campo Hugoton, Kansas, EEUU.<\/p>\n

\"tyt42frack02\"<\/a>No obstante, es verdad que el proceso se ha desarrollado espectacularmente desde principios de los a\u00f1os ochenta del pasado siglo, a partir de su empleo espec\u00edfico y masivo en la producci\u00f3n de hidrocarburos no convencionales en los Estados Unidos.<\/p>\n

A fecha de hoy, se estima que la t\u00e9cnica ha sido empleada ya en m\u00e1s de un mill\u00f3n de pozos para producci\u00f3n de hidrocarburos, m\u00e1s de cien en Europa en los \u00faltimos diez a\u00f1os. Cada a\u00f1o, se realizan unas 35.000 operaciones de fracking en todo el mundo; de momento, la mayor parte de ellas, en los Estados Unidos y Canad\u00e1.<\/p>\n

El volumen de gas no convencional producido hasta la actualidad utilizando la t\u00e9cnica de fracturaci\u00f3n hidr\u00e1ulica alcanza los 600 TCF (trillones de pies c\u00fabicos, en sentido anglosaj\u00f3n, nuestros billones; considere el lector que 1TCF equivale a unos 28.300 MNm3, millones de normal metros c\u00fabicos). La cifra anterior representa, teniendo en cuenta que el consumo anual de gas en Espa\u00f1a ronda los 1,2 TCF, el consumo espa\u00f1ol de unos 500 a\u00f1os. Un volumen muy considerable que aumenta a\u00f1o tras a\u00f1o.<\/p>\n

En consecuencia, no es una t\u00e9cnica desconocida o novedosa, ni much\u00edsimo menos. Es un proceso habitual en la exploraci\u00f3n-producci\u00f3n de hidrocarburos, si bien es verdad que: 1) hasta la fecha, su empleo ha estado casi restringido a los Estados Unidos y Canad\u00e1, 2) al igual que muchos otros procedimientos industriales, en los \u00faltimos quince o veinte a\u00f1os est\u00e1 experimentando una evoluci\u00f3n vertiginosa en cuanto al propio proceso, a los materiales que se utilizan, a la maquinaria empleada, los procedimientos de seguridad, etc.<\/p>\n

Concepto<\/em><\/p>\n

\"tyt42frack03\"<\/a>Tan sencillo como crear fracturas, en realidad, lo que se generan son microfracturas en las rocas que contienen los hidrocarburos no convencionales (almacenes no convencionales: rocas que presentan siempre valores de permeabilidad y porosidad muy bajos). Esto se consigue mediante la inyecci\u00f3n de un fluido a presi\u00f3n algo mayor que la presi\u00f3n de rotura de la formaci\u00f3n.<\/p>\n

Objeto<\/em><\/p>\n

Crear permeabilidad artificial en la roca con el fin de que los hidrocarburos contenidos consigan\u00a0fluir, en mayor volumen que antes de realizar la fracturaci\u00f3n, de la roca almac\u00e9n al pozo.<\/p>\n

\u00a0Resultado<\/em><\/p>\n

Extensi\u00f3n lateral de las microfracturas ya existentes y\/o creaci\u00f3n de otras nuevas. La red de microfracturas creadas se aten\u00faa a cortas distancias. Suelen tener extensiones del orden de 300 m, tal vez 500 m, a lo largo de los planos de estratificaci\u00f3n, y alturas que rondan los 100-300 m, perpendicular a los planos de estratificaci\u00f3n. Normalmente no m\u00e1s all\u00e1 de esas magnitudes.<\/p>\n

Esta limitaci\u00f3n en la extensi\u00f3n lateral de las microfracturas creadas y\/o reabiertas tiene una consecuencia importante puesto que esas distancias marcan el l\u00edmite externo del volumen de roca al cual se ha conseguido aumentar sus valores de permeabilidad en esa operaci\u00f3n de fracking. Bien analizado, tiene en realidad dos implicaciones:<\/p>\n