Preguntas y respuestas sobre los yacimientos no convencionales ¿Cuál es la diferencia entre los yacimientos convencionales y los no convencionales?



Descargar 28.29 Kb.
Fecha de conversión29.03.2018
Tamaño28.29 Kb.

PREGUNTAS Y RESPUESTAS SOBRE LOS YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES



1.¿Cuál ES LA DIFERENCIA ENTRE LOS YACIMIENTOS CONVENCIONALES Y LOS NO CONVENCIONALES?


La diferencia entre un yacimiento de hidrocarburos (petróleo y gas) no convencionales y los convencionales radica en que los no convencionales contienen hidrocarburos que se encuentran en unas condiciones geológicas que no permiten el movimiento del fluido, ya sea por estar atrapado en rocas poco permeables o por tratarse de petróleos de muy alta viscosidad.

Por lo tanto, la escala de la operación industrial requerida para la extracción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales es mayor que la que tradicionalmente se utiliza en los yacimientos convencionales.

Con el fin de incrementar el flujo del hidrocarburo en los yacimientos no convencionales se realiza un procedimiento de estimulación denominado fracturamiento hidráulico, que fue desarrollado en los años 40 y es comúnmente utilizado en los yacimientos convencionales en el país.

En los yacimientos convencionales el hidrocarburo está atrapado en trampas estratigráficas, y su liberación ocurre a través de un sistema natural de presión, sin embargo en algunos casos se utiliza la estimulación por fracturamiento hidráulico (el cual ha sido implementado en 16 campos petroleros en el país). En los yacimientos no convencionales en la mayoría de los casos se utiliza una combinación de perforación horizontal (también utilizada en yacimientos convencionales) seguida de un fracturamiento hidráulico intensivo. La tecnología requerida para estimular los yacimientos no convencionales hace que los costos sean mucho más altos durante las primeras fases del proyecto.

Sea que se trate de gas o petróleo de lutitas (shale gas o shale oil) (ver definiciones abajo), el principal reto está en mejorar la permeabilidad de la formación rocosa para que el hidrocarburo fluya hacia el pozo.

2.¿Qué tipos de Yacimientos No Convencionales existen?

Existen varios tipos, los cuales se presentan a continuación:


YACIMIENTOS DE CRUDOS NO CONVENCIONALES

YACIMIENTOS DE GASES NO CONVENCIONALES

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

Crudo asociado a Lutitas. (Oil Shale). Petróleo que se encuentra en un tipo de roca arcillosa con alto contenido en materia orgánica y muy baja permeabilidad denominado Shale

Arenas Bituminosas (Oil Sands). Arenas impregnadas en bitumen, que es un hidrocarburo de muy alta densidad y viscosidad.

Yacimientos de crudo apretado (Tight Oil). Petróleo proveniente de yacimientos con baja porosidad y permeabilidad.

Gas asociado a Lutitas. (Shale Gas). Gas natural que se encuentra en un tipo de roca arcillosa con alto contenido en materia orgánica y muy baja permeabilidad denominado Shale

Gas apretado (Tight Gas). Gas natural contenido en rocas con baja porosidad y permeabilidad.

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

Hidratos de metano. Compuesto sólido similar al hielo que contiene metano, que se encuentra en sedimentos marinos a profundidades de agua mayores de 300 m.


3.¿en Qué consiste el fracturamiento hidráulico?


El fracturamiento hidráulico es un procedimiento que permite mejorar la permeabilidad de las rocas en las que el hidrocarburo está atrapado para facilitar su extracción.

Este fracturamiento consiste en la inyección de un fluido compuesto de agua (91%), propante (arena o microesferas de cerámica) (8%) y aditivos químicos (1%) a alta presión sobre la roca, para que esta se fracture y permita el flujo del gas o petróleo que están atrapados en ella hacia el pozo.

Dado que el desarrollo de no convencionales se realiza a profundidades superiores a 1.000 metros, las capas más profundas y fuertes de las rocas requieren de mayor presión. Por lo tanto, el fluido inyectado debe exceder la presión litostática (es la presión que ejerce una columna de roca situada sobre un punto. Depende de la densidad y del espesor de la columna de roca. Es un tipo de presión que actúa por igual en todas las direcciones). Las fracturas que se crean en este tipo de operaciones se extienden hasta los 100 – 200 metros del centro del pozo y tienen el grosor de unos pocos milímetros (grosor de un pelo de cabello). En algunos casos se hacen fracturas en serie, en intervalos de aproximadamente 100m a lo largo del pozo horizontal (fracturamiento multi-etapa).

Después de la inyección del fluido la presión disminuye y la fisura tiende nuevamente a cerrarse, por lo tanto la arena (propante) que hace parte del fluido de fracturamiento tiene la función de mantener las fracturas abiertas.

Una vez el fracturamiento hidráulico es completado, parte del fluido inyectado fluye hacia la superficie, lo que se denomina flujo de retorno (flowback) y otra parte se mantiene atrapado en la roca fisurada.

4.¿Tiene Colombia experiencia con el fracturamiento hidráulico? ¿EN Cuántos pozos se HA IMPLENTADO LA TÉCNICA DE FRACTURAMIENTO?

El fracturamiento hidráulico como tecnología de estimulación de yacimientos para la producción de hidrocarburos inició en Norteamérica en el año 1947 y en Colombia se viene utilizando desde hace varias décadas, habiendo sido implementado en cerca de 16 campos petroleros por diferentes compañías operadoras, distribuidos a lo largo del país en cuencas geológicas como: El Piedemonte Llanero, Llanos, Valle Superior del Magdalena, Putumayo, Valle Medio del Magdalena, Catatumbo, Guajira y Cordillera.


El número de pozos en que se ha usado la tecnología del fracturamiento hidráulico en Colombia puede llegar a un número cercano a los 400, y se han realizado más de 800 fracturas en los pozos intervenidos.

5.¿Cuál es la profundidad mínima a la cual se encuentran los yacimientos productivos de no convencionales?


Si bien existen rocas de shale a diferentes niveles estratigráficos, solo a ciertas profundidades se encuentran los shales productivos. El hidrocarburo que se extrae de los yacimientos no convencionales puede estar a diferentes profundidades dependiendo de la geología del área, sin embargo se estima que en Colombia estén entre los 1.500 y 2.400 metros (5.000-8.000 pies)1. El fracturamiento hidráulico solo se realiza en las zonas de shales productivos, a dichas profundidades.

En los Estados Unidos la mayoría de los yacimientos no convencionales se encuentran a profundidades mayores a los 1.000 metros, en Argentina a 2.400 metros, en China entre 3.000 y 5.000 metros y en Sudáfrica a 2.500 metros.


6.¿existe riesgo de contaminación de aguas subterráneas?


Las aguas subterráneas que puedan prestar un servicio ecosistémico de agua fresca, se encuentran entre el nivel freático (sub- superficial) y los acuíferos que pueden llegar a encontrarse entre los 300-500 metros de profundidad.

Durante la perforación de las capas más superficiales, al igual que en los yacimientos convencionales, un revestimiento de acero y cemento proporciona la principal barrera de aislamiento de los lodos de perforación y fluidos de fracturamiento para prevenir escapes hacia capas más superficiales del subsuelo o hacia los acuíferos.

Sea que se trate de un pozo exploratorio o para desarrollo de yacimientos convencionales o no convencionales, los operadores actualmente deben presentar al Ministerio de Minas y Energía los estudios técnicos que soportan el diseño del pozo en cuestión.

En el diseño del pozo se especifican los diferentes revestimientos que serán instalados con el propósito de aislar el interior del mismo con posibles acuíferos existentes en el área donde se pretende hacer la perforación. A diferencia de los desarrollos convencionales el diseño debe tener en cuenta la resistencia y el monitoreo a las altas presiones a las que se van a inyectar los fluidos de fracturamiento.

El fracturamiento hidráulico típicamente ocurre a más de 1.000 metros por debajo del nivel freático, el cual está separado por capas de roca de la zona a ser fracturada, por lo tanto el riesgo de contaminación por esta actividad es mínimo.

Al igual que en el desarrollo de yacimientos convencionales existe riesgo de contaminación en caso que se presenten eventos no planeados o contingencias que pudieran permear hidrocarburos o sustancias químicas hacia el nivel freático o hacia aguas superficiales.


7.¿ por que se dice que la escala a la que se realiza el desarrollo de los yacimientos no convencionales es mayor que la de los convencionales? ?


Por un lado las operaciones requieren mayor número de pozos. En los yacimientos de hidrocarburos convencionales se estima que se requieren menos de un pozo por 10 km2. En los yacimientos de no convencionales se estima que sea más de un pozo por km2. Esto quiere decir que la huella ambiental puede ser mayor por la infraestructura requerida y las actividades asociadas como el transporte de materiales. Se deben considerar las áreas que se van a intervenir para minimizar impactos en la población local, ecosistemas sensibles, infraestructura y vías de acceso y en el uso el suelo.

Por otro lado la operación de fracturamiento hidráulico utiliza mayor cantidad de agua en los yacimientos no convencionales. El recurso por lo general es tomado de fuentes superficiales o agua subterránea y se estima que por pozo se requiera un volumen que puede variar en un rango entre 2.000 hasta 20.000 m3. El rango superior corresponde a aproximadamente 1.6% del agua que se consume en Bogotá diariamente. El uso del recurso hídrico debe hacerse de forma eficiente, buscando recuperar la mayor cantidad de agua que sea posible en el fluido de retorno (flowback) para ser recirculado.

En el caso de la extracción y el procesamiento de shale gas, se consume una cantidad comparable de agua fresca por unidad de energía suministrada que en la extracción y el procesamiento del carbón, o crudo.

Existen ejemplos de buenas prácticas como el caso de Shell en Groundbirch, Pinedale (EE.UU), en el que se reutilizó el agua que salió del procesamiento de gas en la fracturación hidráulica, reduciendo el consumo de agua en el proceso en un 50%. Así mismo los requerimientos de agua de las operaciones pueden llevar a mejorar el acceso local al recurso como es el caso de la provincia de Shanxi, en el campo Changbei, en China, donde se financió la construcción de 240 tanques subterráneos para el almacenamiento de agua y 12 estaciones de bombeo de agua, lo que mejoró el acceso de agua potable a 3,000 personas en la zona.


8.¿Qué porcentaje del agua retorna a la superficie?


Después de ser inyectada el agua en el yacimiento, parte del fluido de fracturamiento (más que todo agua), retorna a superficie por un periodo de días hasta algunas semanas. El volumen total de fluido de retorno depende de la composición mineralógica de la roca fracturada, pero en el caso del shale se estima que el volumen sea entre 20 y 50%.

Sin embargo, en proyectos donde el yacimiento está compuesto por arenas silíceas, usualmente se recupera más del 80% de los fluidos inyectados. Por otro lado, en yacimientos en donde la roca es compuesta por arcillas (lodos), parte del agua es absorbida por la roca; en este caso, el agua recuperada varia entre el 20% y el 80% del fluido inyectado, dependiendo de la capacidad de absorción de la roca.


9.¿qué pasa con el agua que se queda abajo?


Parte del fluido de fracturamiento que se utiliza se queda en el yacimiento. El fluido usualmente queda atrapado en los microporos de las formaciones por las fuerzas de tensión superficial y capilaridad, lo cual hace que su migración hacia estratos más superficiales sea improbable.

10.¿Cuál es la composición de los fluidos de fracturamiento y del fluido de retorno?


El fluido que se utilizad para la fracturación hidráulica está compuesto por agua (91%), propante (8%) y aditivos químicos (1%), todos son usados en los oficios domésticos.

Como se dijo anteriormente el propante que es arena o microesferas de cerámica permite que la fractura quede abierta por más tiempo.

La Tabla No.1 presenta los aditivos frecuentemente utilizados que componen el 1 % de los fluidos de fracturamiento. La tabla presenta el objetivo del uso del aditivo y otros usos comunes que se les suele dar.

El fluido de retorno puede contener adicionalmente hidorcarburos del yacimiento, metales y minerales que puedan haberse lixiviado del yacimiento. Estos minerales podrían ser débilmente radioactivos y podrían requerir precauciones específicas en superficie. Cabe anotar que estos materiales naturalmente radioactivos (a los cuales se les denomina NORMs), no son específicos de los yacimientos no convencionales, los yacimientos convencionales también pueden presentarlos.





Tabla No. 1 Aditivos utilizados en el fluido de fracturamiento (tomado de la revista Geology.com)

11.¿los componentes de los fluidos de fracturamiento estan disponibles para el público?


En términos generales, las compañías tienen como política publicar la información de los químicos que utilizan en sus operaciones de fracturación. Algunos proveedores solicitan cláusulas de confidencialidad por considerarse un secreto de mercado. Sin embargo, por ejemplo en Estados Unidos, desde el 2010 la publicación voluntaria de los componentes del fluido de fracturamiento se ha convertido en la norma.

12.¿Cómo se maneja el fluido de retorno?


El fluido de retorno requiere almacenamiento en superficie mediante el cual debe realizarse de forma segura para prevenir potenciales contingencias. El fluido de retorno por lo general es separado en superficie (separación bifásica de hidrocarburos y la mezcla de agua con compuestos hidrosolubles), una vez separado, la solución óptima como se mencionó anteriormente es la recirculación del mismo para nuevos fracturamientos. Si el fluido no tiene la especificidad requerida para ser reutilizado se le realiza un tratamiento que permite su disposición en superficie, con base en los parámetros de la norma local establecida. La tecnología actual permite que el agua residual pueda ser tratada para llevarla al estándar requerido; esta opción permite la “devolución” del agua al ecosistema de manera que sea aprovechable.

Alternativamente el fluido de retorno puede ser reinyectado en el yacimiento si la geología lo permite.


13.¿Qué tipo de riesgos sísmicos podría tener el fracturamiento hidráulico?


Existen estudios que muestran la sismicidad inducida por actividades humanas que puedan acelerar un estrés natural en una falla geológica activa. Varias actividades pueden causar fenómenos de micros sismicidad tales como la construcción de edificios de gran escala. El fracturamiento hidráulico es una de las actividades antropogénicas que puede causar fenómenos de microsismicidad.

Sin embargo, las actividades más significativas de microsismicidad inducida por fracturamiento hidráulico se presentaron en Cuadrilla (Blackpool, Reino Unido), en Youngstown (Ohio, Estados Unidos). En el caso de Cuadrilla los eventos generaron una sismicidad de menos de 3 (aproximadamente 2.5-2.8) en la escala de Richter, valor que hace que el evento sísmico sea imperceptible en superficie2 y por consiguiente que no cause ningún daño.


14.¿Cómo se pueden reducir los riesgos de eventos de microsismicidad?


Antes de comenzar la perforación de un pozo, se selecciona la ruta cuidadosamente para evadir riesgos geológicos y otras anormalidades, tales como fallas geológicas activas y bolsillos de gas. Los datos que se recolectan durante la perforación ayudan a identificar fallas y otros riesgos geológicos para operar de manera segura.

Se requiere que en los diseños del fracturamiento se consideren las fallas geológicas activas de manera que las modelaciones permitan seleccionar las áreas para realizar el fracturamiento de manera que esta actividad no pueda alterar el estrés geológico de una falla activa. Así mismo la microsismicidad debe monitorearse permanentemente para determinar si en algún momento las operaciones de fracturamiento pudieran estar elevado la micorosismicdad del sitio y tomar las acciones correctivas pertinentes.


15.¿Por qué los gobiernos de Bulgaria, Francia, Rumania, República Checa y Australia han implementado moratorias en el desarrollo de los YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES?


La mayoría de estas decisiones han sido adoptadas como medidas temporales para que las entidades públicas encargadas de analizar el tema tengan tiempo suficiente para estudiarlo y analizarlo. En esos países la industria está trabajando con los gobiernos para proporcionarles información y ponerlos al día sobre el desarrollo de los yacimientos no convencionales.

16.¿Cómo se está preparando el Gobierno colombiano para el desarrollo de los YNC?


El gobierno Colombiano se esta preparando en diferentes frentes. Por parte de la ANH:

  • La Ronda Colombia 2012 solo se permitió el desarrollo de los yacimientos no convencionales que presentaban menor posibilidad de riesgos ambientales y sociales.

  • Solo las empresas que cumplieron con las clausulas 6.5.3 y 6.6.3 del Adendo 4 de los Términos de Referencia de la Ronda Colombia 2012, es decir que contaban con umbrales mínimos Patrimonio Neto, reservas probadas y producción mínima operada, podrán participar en dicha ronda para la adjudicación de bloques de yacimientos no convencionales.

  • La Agencia Nacional de Hidrocarburos está liderando un proyecto de Gestión del Conocimiento que permite la adquisición del mejor conocimiento disponible a nivel global sobre los retos ambientales y sociales de los yacimientos no convencionales y las mejores prácticas. El Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales y el Ministerio de Minas y Energía son partícipes activos de este proyecto.

  • Se están iniciando trabajos interinstitucionales con Ingeominas para el conocimiento de la hidrogeología y de la sismicidad de las áreas de los bloques de yacimientos no convencionales.

17.¿Cómo se está preparando la industria?


La industria esta en proceso de identificar las mejores prácticas para el desarrollo de las actividades de los yacimientos no convencionales, tal como los lineamientos internacionales presentados por la Agencia Internacional de Energía (IEA) en el documento Golden Rulesfor a Golden Age of Gas.

18.¿QUÉ NECESITA LA INDUSTRIA DEL ESTADO COLOMBIANO PARA EXPLOTAR LOS YNC?


La tecnología requerida para estimular los yacimientos no convencionales hace que los costos sean mucho más altos durante las primeras fases del proyecto. Por lo tanto, es fundamental el papel de los Gobierno creando incentivos para el desarrollo de estos recursos a través los marcos fiscales y contractuales. Los incentivos para los proyectos de no convencionales permiten que las compañías progresivamente puedan mejorar la tecnología aplicada para desarrollar estos hidrocarburos.




1 Los shales productivos en Colombia pueden estar a mayores profundidades pero pueden ser más difíciles de extraer y por lo tanto más costosos.

2 Como referencia un sismo magnitud 3 es equivalente al movimiento producido por camión pesado pasando por una vía.


Compartir con tus amigos:


La base de datos está protegida por derechos de autor ©composi.info 2017
enviar mensaje

    Página principal