Definicin de Shale Gas El shale gas es simplemente gas natural. No obstante, su nombre lo diferencia debido a su procedencia, el esquisto. Los esquistos son un conjunto de rocas metamrficas de bajo a medio grado de metamorfismo, pertenecientes al grupo de silicatos. Se caracterizan por poseer estructura foliada y composicin qumica variable, con una estructura molecular de 1 tomo de silicio y 4 de oxgeno. Dentro de los esquistos ms comunes podemos encontrar: esquisto de mica, hornablenda, clorita y talco. Los esquistos provienen de arcillas o lodos, los cuales han sufrido procesos metamrficos de diversas temperaturas y presiones. Su estructura foliada permite que sean fcilmente separados en delgadas lminas, manteniendo su composicin. El shale gas es una fuente poco convencional de gas natural. Tambin existen: CBM (coalbed methane), tight gas, sour gas e hidratos de metano (methane clathrates).

Fig. 1.- Esquisto de gas. Los esquistos negros contienen material orgnico los que a ciertas condiciones de temperatura y presin se fragmentan, formando gas natural. Debido a la baja densidad del gas natural, ste suele deslizarse a travs del esquisto formando depsitos convencionales de gas natural. Sin embargo, la alta impermeabilidad de esta roca bloquea el paso de grandes cantidades de gas natural, las cuales son absorbidas por la arcilla del esquisto, dando lugar al shale gas. En la figura 2 se aprecia que el shale gas se halla a mayores profundidades que las otras fuentes de gas natural. Tambin se observa que el recurso se encuentra ampliamente dispersado de forma horizontal. Sumado a lo anterior, la impermeabilidad del esquisto imposibilita la fcil extraccin del gas natural. Por ende, a pesar de ser una fuente de energa conocida desde el siglo XIV (en Suiza y Austria), slo los avances tecnolgicos de la era moderna (dcada de los 90), traducidos en mejoras en los mtodos de extraccin, han permitido la extraccin masiva, comercial y lucrativa del shale gas.

Fig. 2. -Fuentes de gas Natural.

Las tecnologas actuales de extraccin son dos y funcionan de manera complementaria: horizontal drilling (perforacin horizontal dirigida) e hydraulic fracturing (fractura hidrulica). La primera tiene el propsito de atravesar y llegar a los yacimientos, mientras la segunda, a travs de reacciones qumicas y presin de fluidos, aumenta la permeabilidad de la roca permitiendo la salida del gas natural. Gas Natural El gas natural es un gas compuesto primordialmente por metano y cerca de un 20% de otros hidrocarburos ms complejos (etano, entre otros). Fuera de la corteza terrestre lo vemos formarse en pantanos, cinagas o vertederos, como subproducto de una arquea metangena, microrganismo procarionte que obtiene energa mediante la produccin de gas natural (biogs). Dentro de la corteza terrestre se forma gracias a residuos orgnicos sujetos condiciones de altas temperaturas y presin, encontrado disuelto o asociado al petrleo crudo. Como fuente de energa, el gas natural ha aumentado progresivamente su popularidad. Sus virtudes comparativas, respecto a otros combustibles fsiles, son: Es por excelencia el combustible fsil ms limpio ya que produce poca contaminacin y emite menos que el petrleo y el carbn. Tiene un nivel altsimo de eficiencia elctrica (60%). Es ms verstil que el carbn, ya que se utiliza tanto como combustible de transporte, como para generar electricidad y calor. Es ms abundante que el petrleo. Sus formas de transporte y distribucin son dos: gasoductos y GNL (gas natural licuado). Los gasoductos son un mtodo de transporte y distribucin de gases combustibles a gran escala. Son anlogos a las lneas de transmisin, respecto a su funcin de transportar energa

de un lugar fsico a otro. Son tuberas de acero por las cuales circula gas a alta presin (72 bares para transmisin y 16 bares para distribucin), construidas a una profundidad habitual de 1 metro o en la superficie. Cabe destacar que se construyen gasoductos que atraviesan grandes cantidades de agua.

Fig. 3.- Gasoducto ruso.

El GNL es gas natural convertido temporalmente en lquido para aumentar su capacidad de transportacin. El GNL es aproximadamente 600 veces ms denso que el gas natural, lo que significa que se puede transportar la misma cantidad de ste en compartimentos 600 veces ms pequeos, otorgando una alternativa viable de transportacin. A pesar que el proceso de condensacin requerido lo hace ms costoso que los gasoductos, el transporte a travs del GNL es muy popular debido a distintas restricciones asociadas a la primera alternativa, tales como: transporte a travs de ocanos, pases (impedimentos polticos o de inters), etc.

Fig. 4.- Buque transportador Licuado.

Perforacin Horizontal

Fig. 5.- Pozo horizontal y plataforma multi-pozo La perforacin horizontal nos permite acceder al yacimiento del shale gas de una forma eficiente con un impacto ambiental mnimo. Esta tecnologa utiliza tubera de perforacin flexible para perforar de manera horizontal y poder ubicarse de forma paralela a las zonas de inters. El proceso permite que se perforen pozos mltiples desde una misma plataforma, lo que reduce los impactos ambientales. Para realizar una perforacin horizontal primero realizas una perforacin vertical para llegar unos pocos cientos de metros arriba de la altura del yacimiento. Luego, el perforador se gira en un ngulo cercano a los 45 para as taladrar a travs del depsito de shale gas, permitiendo una mayor extraccin de ste.

Fig. 6.- Perforacin horizontal dirigida. Se necesitaron aos de experiencia y avances tecnolgicos en distintas ciencias para hacer del horizontal drilling una tcnica fsica y econmicamente factible:

Primero, entender que muchos pozos no son fsicamente verticales, sino ms bien horizontales. Tcnicas de sondeo y monitoreo, compuestas por tres mediciones: profundidad, inclinacin y acimut magntico. Diseos de BHA (ensamblaje de fondo de pozo) para una avanzada perforacin. Otros avances tecnolgicos en: tuberas de perforacin, caja y pin, collares de perforacin, rimadores y estabilizadores, etc. Aplicacin de mud motors (motores de lodo), los cuales utilizan el barro para producir potencia adicional de perforacin. Sin embargo, sin fracturamiento hidrulico esta tcnica es inefectiva en pozos de esquisto. Fracturamiento Hidrulico

Fig. 7.- Fracturamiento Hidrulico. Tambin llamado fracking o hydrofracking. El procedimiento consiste en bombear fluidos (por ejemplo: agua, gel, espuma, gases comprimidos, etc.) a presiones lo suficientemente altas para fracturar la roca, aumentado la porosidad y permeabilidad del canal para que el gas natural

escurra hacia la superficie. Esto es de vital importancia para la extraccin del shale gas, ya que ste se encuentra en pequeos poros independientes de esquisto, los cuales necesitan un canal comn (o puente) para una extraccin exitosa en masa. Utilizado desde los aos 40, ha aumentado la productividad de miles de pozos de combustible fsil a lo largo y ancho del mundo. No obstante, se observ que muchas de las fracturas se cerraban al apagar las bombas, debido a las altas presiones dentro del pozo. Lo anterior se solucion agregando un 1% de proppant (soluto de soporte) a la solucin lquida, la que mantiene condiciones de permeabilidad obtenidas en el esquisto hasta despus de apagada la bomba. Los proppants ms comunes son: arena, cermica y polvo de aluminio.

Fig. 8.- Proppants de arena. Es una tcnica de estimulacin de yacimientos que consiste en el bombeo de fluido y un agente de apuntalamiento, por lo general arena a elevada presin, con el propsito de producir micro fracturas en la roca almacenadora de hidrocarburos. Las fracturas se producen desde el pozo de inyeccin y se extienden por cientos de metros hasta la roca de reserva, mantenindose abiertas por accin del agente de apuntalamiento, permitiendo as la fluencia y recuperacin del hidrocarburo. A su vez, la tcnica de perforacin horizontal permite maximizar el rea rocosa que, una vez fracturada, entra en contacto con el pozo, y por consiguiente, incrementar la extraccin en trminos de la fluencia y el volumen de gas que puede ser obtenido del mismo. La utilizacin de ambas tcnicas genera diferencias con las explotaciones convencionales respecto de la cantidad y la distribucin de pozos sobre los yacimientos. Una de las formas ms comunes consiste en la construccin de una plataforma de pozos (well pad en ingls), en el centro de lo que, por lo general, son formaciones de entre 6 y 8 pozos horizontales perforados secuencialmente en hileras paralelas. Un nico pozo, perforando verticalmente hasta 2 km, y horizontalmente hasta 1,2 km, remueve alrededor de 140m3 de tierra, por lo que una plataforma promedio remueve alrededor de 830m3, casi diez veces ms que un pozo convencional perforado a 2 km de profundidad. Sumado a lo anterior, la solucin suele contener qumicos multipropsito: convertir el agua en gel, reducir la friccin del fluido, prevenir corrosin, controlar el pH, etc. Todo lo anterior hace

que la perforacin horizontal cueste hasta tres veces ms que la perforacin vertical. Pero, este costo extra es usualmente recuperado gracias a la produccin adicional proveniente del mtodo. De hecho, muchos pozos rentables hoy en da seran un fracaso sin estas dos tecnologas complementarias.

Fig. 9.- Diseo esquemtico de un pozo de Shale Gas. La composicin del fluido utilizado para realizar las fracturas vara de acuerdo a la formacin que se pretende explotar, por lo general se encuentra compuesto en un 98% de agua y arena, y un 2% de aditivos qumicos, entre los que se encuentran: cido: limpia la perforacin previamente a la inyeccin del fluido para la realizacin de las fracturas. Bactericida/biocida: inhibe el crecimiento de organismos que podran producir gases que contaminen el gas metano, y reducir la capacidad del fluido de transportar el agente de apuntalamiento. Estabilizador de arcilla: previene el bloqueo y la reduccin de la permeabilidad de poros por formaciones arcillosas. Inhibidor de corrosin: reduce la formacin de xido en las tuberas de acero, los encamisados de los pozos, etc. Reticulante: la combinacin de esteres de fosfato con metales produce un agente reticulante que permite aumentar la viscosidad del fluido, y por lo tanto, transportar ms agente de apuntalamiento en las fracturas. Reductor de friccin: reduce la friccin y permite que los fluidos fracturantes sean inyectados en dosis y presiones ptimas. Agente gelificante: incrementa la viscosidad del fluido, permitiendo un mayor transporte de agente de apuntalamiento. Controlador de metal: previene la precipitacin de xidos de metal que podran degradar los materiales utilizados. Inhibidor de sarro: previene la precipitacin de carbonatos y sulfatos (carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario), que podran degradar los materiales utilizados. Surfactante: reduce la tensin superficial del lquido de fractura, y por lo tanto ayuda a la recuperacin del mismo.

Etapa de Perforacin para obtencin de Gas de Lutitas (Shale Gas) Perforacin Horizontal para pozos de Shale Gas

Fig. 10.- Pozo Horizontal de Shale Gas. La Perforacin Direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral de la localizacin superficial del equipo de perforacin. Comprende aspectos tales como: tecnologa de pozos horizontales, pozos de alcance extendido y pozos multilaterales, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinacin y direccin de un pozo durante la perforacin, estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, barrenas bicntricas o ampliadora (las cuales permiten incrementar el calibre del agujero durante la perforacin direccional), etc. Como se mencin anteriormente, la perforacin horizontal forma parte de la tecnologa de la perforacin direccional y se define como el proceso de perforar pozos desde la superficie a la profundidad objetivo justo por encima del yacimiento que se desea alcanzar a travs de la desviacin del pozo desde un plano vertical que se acerca a una curva, que generalmente posee un radio de 300 a 500 pies, la cual intersecta al yacimiento con una inclinacin casi horizontal. Posiblemente la implementacin de equipos y herramientas para la perforacin direccional y horizontal sean muy costos pero no es comparado con los riesgos y mayores costos que nos evita la realizacin de estas operaciones especiales, sin contar el aumento de produccin que nos generan. Algunas ventajas de la perforacin direccional y horizontal son:

Dar con blancos que no pueden ser encontrados a travs de pozos verticales: Algunos yacimientos estn localizados bajo ciudades o terrenos donde es imposible o prohibida la perforacin.

Fig. 11.- Objetivos que no pueden ser alcanzados a travs de la perforacin vertical. Drenar una amplia rea desde una sola plataforma de perforacin.

Fig. 12.- Amplia rea de drene a travs de una sola plataforma. Incrementar la longitud de la zona productora dentro de la roca objetivo: Por ejemplo si la capa de roca es de un espesor delgado de cinco pies aproximadamente, un pozo vertical no se aprovechara al mximo en comparacin a una perforacin horizontal de 5,000 pies.

Fig. 13.- Incremento de longitud en el rea productora.

Mejorar la produccin de los pozos: Esto se hace mediante la perforacin en una direccin que intersecte el mximo nmero de fracturas.

Fig. 14.- Mejora de produccin de yacimientos fracturados. Sellar o aliviar la presin en pozo fuera de control.

Fig. 15.- Sello/Alivio de pozo descontrolado. En yacimientos de lutitas con gas es muy recomendable el uso de la perforacin horizontal, empleando longitudes laterales superiores a los 10,000 pies 3,000 metros dentro de la capa de lutitas con el objetivo de crear una superficie mxima del pozo en contacto con la capa de lutitas. Una de las formas ms comunes de perforar un yacimiento de lutitas gasferas consiste en la construccin de una plataforma de pozos o well pad las cuales llegan a medir de 3 a 5 acres, donde generalmente se realizan formaciones de entre 6 y 8 pozos horizontales perforados secuencialmente en hileras paralelas, esto se debo a que un nico pozo, perforado verticalmente a una profundidad de 2 km y posteriormente perforando horizontalmente a 1.2 km remueve alrededor de 140 m3 de tierra, por lo que una plataforma promedio remueve alrededor de 830 m3, casi diez veces ms que un pozo convencional perforado a 2km de profundidad. Cada plataforma puede acceder nicamente a una pequea rea del yacimiento que planea explotarse, por lo que es comn que se dispongan mltiples plataformas sobre el mismo, requiriendo una superficie lo suficientemente grande como para permitir el despliegue y almacenaje de los equipos necesarios.

Fig. 16.- Plataforma de 24 pozos con arreglo horizontal de seis pozos. El plan de perforacin para la obtencin de Gas de Lutitas se realiza a travs de varias etapas, la secuencia de estas etapas son: 1. Se realiza un pozo vertical, y similar a un pozo convencional, la primera etapa de perforacin concluye debajo del primer acufero, donde posteriormente se introduce una T.R. Superficial para aislar la zona del acufero. 2. Se reinicia la perforacin a travs del tapn de cemento, continuando con la perforacin vertical del pozo hasta unos 500 pies 152 metros por encima de la futura seccin horizontal del pozo y cementando la T.R. Intermedia, a este se punto se le llama punto de partida o kick off point, sealando la zona donde se iniciar la curva hasta el punto de entrada, entry point o End of Curve (EOC), sealando el inicio de la perforacin horizontal. 3. Se introduce sarta con motor de fondo y herramienta MWD para dar inicio a la perforacin en ngulo o build up. La distancia para generar la curva desde el punto de partida hasta donde inicial el pozo horizontal es aproximadamente de 400 metros, una vez completada la curva, se inicia la perforacin en la zona horizontal del pozo conocida como La lateral. Cada una de los tubos mide aproximadamente nueve metros y pesa 495 libras, por lo que para perforar una distancia de 3,200 metros se requiere de 350 tubos de perforacin los cuales llegan a pesar 87 toneladas. 4. Una vez realizada la ltima etapa se introduce el revestimiento de produccin a lo largo de toda la perforacin, bombeando cemento al espacio anular para completa el revestimiento. 5. Terminada la cementacin, se elimina el equipo de la torre de perforacin y se instala un cabezal temporal y se prepara el terreno para el personal de servicio encargado de poner el pozo a produccin, este proceso se realiza a travs de los siguientes procedimientos:

a. Agujerear revestimiento (Se introduce un disparador mediante una lnea de cable al revestimiento hacia la seccin objetivo y se enva una corriente elctrica a travs del cable hacia el disparador para activarlo). Cada de disparo llega a medir 1,000 pies aproximadamente. b. Se retira el disparador. c. Se inicia fracturamiento. Bsicamente, el proceso de obtencin de gas de lutitas se reduce en las siguientes tres etapas: d. Aislamiento (Separa los intervalos fracturados). e. Perforacin (Posteriormente Fractura). f. Tratamiento de la fractura (Aplicacin de distintos tipos de fluido.)

Fig. 17.- Principales etapas de la perforacin horizontal. En Mxico, durante el 2010, se realizaron solo tres perforaciones de Shale Gas, de los cuales solo se termino uno llamado Emergente 1, dando inicio a su produccin en el mes de Febrero del 2012. El pozo Emergente 1 posee las siguientes caractersticas: Programa de Perforacin: 80.00 Das. Inicio de Perforacin: 13 de Septiembre del 2010. Termino de Perforacin: 30 de Noviembre del 2010. Tiempo realizado: 77.88 Das. Costo Programado: $106.26 MM Costo Real: $96.15 MM

A continuacin se presentar el estado mecnico empleado para la perforacin del pozo Emergente 1 localizado en el rea de Reynosa dentro de la formacin Eagle Ford durante el ao 2011:

Fig. 18.- Estado mecnico del pozo Emergente 1. En la imagen anterior se muestran las etapas de la perforacin horizontal hecha para el pozo Emergente 1, primeramente podemos observar que se empleo un conjunto de preventores de un dimetro de 51/8 pulgadas capaz de tolerar hasta 10,000 libras de presin con una junta o conexin BX-169. Se realiza un pozo conductor a una profundidad de 30 metros revestida con una tubera de revestimiento de 30 pulgadas de dimetro a 27 metros. Posteriormente inician las etapas importantes de la perforacin: 1. Se perfora a una profundidad de 154 metros revestida con T.R. de 16 con libraje de 109 lb/pie, resistencia a la tensin equivalente a 110 M psi (P-110) y una conexin Hydrill HD-521 a una profundidad de 148 metros cementada con 26.39 m3 con densidad de 1.90 gr/cc hasta superficie. 2. Se perfora a una profundidad de 913 metros revestida con una T.R. de 11 3/4 pulgadas con un peso de 65 lb/pie, resistente a una tensin de 110 M psi (P-110) con una conexin VAM a una profundidad de 907 metros y cementada con 27.77 m 3 con cemento de densidad 1.60 gr/cc y 1.89 gr/cc con cima localizada a 250 metros.

3. Se perforo a una profundidad de 1960 metros revestida con una T.R. de 95/8 de pulgada con un peso de 47 lb/pie con una resistencia a la tensin de 80,000 psi (L-80) y conexin VFJL a una profundidad de 1954 metros y cementada con 14.06 m 3 con una densidad de 1.60 gr/cc y 1.89 gr/cc con cima localizada a 800 metros a travs de una circulacin parcial. 4. Se procede con el agujero piloto a un profundidad total de 2550 metros y se realiza el primer tapn de cemento en un intervalo de 2450 metros a 2500 metros, posteriormente se realiza el segundo tapn de cemento en un intervalo de 1965 metros a 2155 metros. 5. Se programa Kick off point a 2024 metros hasta el punto de entrada o End of Curve localizado a 2779 metros desarrollados con un ngulo mximo de 90.4 a 3870 metros desarrollados. 6. Se perfora a una profundidad de 4071 metros desarrollados y revestido con una T.R. de 51/2 pulgadas con un peso de 23 lb/pie, una resistencia a la tensin de 95,000 psi (TRC-95) y una conexin HD-563 a una profundidad de 1787 metros verticales y revestida nuevamente con una tubera de revestimiento Liner de 41/2 de pulgada con un libraje de 15.1 lb/pie con una resistencia a la tensin de 110,000 psi (P-110) y una conexin HD-513 a una profundidad de 4068 metros desarrollados, se coloc cople flotador a 4040 metros desarrollados y se cemento con 72.62 m3 de cemento con una cima localizada a 1600 metros con una circulacin normal. En la siguiente imagen se muestra el estado mecnico de las fracturas realizadas en el pozo Emergente 1:

Fig. 19.- Estado mecnico de fracturas. En la etapa de fracturamiento se realizaron las siguientes operaciones: 1. Se lavo con unidad de tubera flexible (UTF) a una profundidad de 4040 metros desarrollados 2. Se realizo dos grupos de fractura, a continuacin se presentan los datos de cada grupo: Grupo de Fracturas 1: Fecha: 12-Enero-2011 Intervalos disparados: 1. Int. 4: 3980.0 3980.4 metros. 2. Int. 3: 4003.1 4003.63 metros. 3. Int. 2: 4014.9 4015.83 metros. 4. Int. 1: 4029.86 4030.15 metros. Presin de bomba administrada: No se tiene datos. Presin de ruptura: 4380 psi. Vol. de cido: 2000 galones de HCL al 15%. Cantidad de agente apuntalante (Arena): 531 sacos malla 100. Grupo de Fracturas 2: Fecha: 20-Enero-2011 Intervalos disparados:

1. Int. 4: 3906 3906.6 metros. 2. Int. 3: 3923 3923.6 metros. 3. Int. 2: 3940 3940.6 metros. 4. Int. 1: 3957 3957.6 metros. Presin de bomba administrada: 5300 psi. Presin de ruptura: 5050 psi. Vol. de cido: 4000 galones de HCL al 15%. Cantidad de agente apuntalante: 579 sacos malla 100. 3. Se coloca tapn perforable a 3896 metros.

Fig. 20.- Estado mecnico de fracturas (2da Etapa).

En esta segunda etapa, se completo los restantes quince grupos de fracturas conformadas por fracturas en tres intervalos, desde 2826 metros a 3886 metros desarrollados, y se coloco tapones perforables a 3824 metros y a 3756 metros desarrollados despus de haber fracturado el grupo quince y posteriormente el grupo catorce. Por ltimo se moli con unidad de tubera flexible (UTF) a 4040 metros. Se presentaron complicaciones en el tramo de T.F. a 3362 metros de profundidad sealando un pez de molino de cinco aletas de 31/2 de pulgada con un motor de fondo de 27/8 de pulgada, junta de circulacin de 27/8 de pulgada y junta de seguridad de 27/8 de pulgada. La longitud total del pez fue de 5.2 metros.

Fracturamiento Hidrulico El fracturamiento hidrulico es el bombeo de un fluido viscoso a un alto gasto y a una presin mayor a la presin de fractura de la formacin, creando una fractura, la cual puede mantenerse abierta una vez que se libera la presin de bombeo, mediante la colocacin de agentes apuntalantes en el caso de la arena, o la adicin de sistemas cidos que graban las paredes de la fractura de manera heterognea, por la disolucin del material de la roca al contacto con el cido.

Fig. 21.- Fracturamiento Hidrulico. En general, los tratamientos de fracturamiento hidrulico son utilizados para incrementar el ndice de productividad de un pozo productor o el ndice de inyectividad en un pozo inyector. Hay muchas aplicaciones del fracturamiento hidrulico, por ejemplo: puede aumentar el gasto de aceite y/o gas de yacimientos de baja permeabilidad, aumentar el gasto de aceite y/o gas de pozos que han sido daados, conectar fracturas naturales con el pozo, disminuir la cada de presin alrededor del pozo, para minimizar problemas con el depsito de parafinas y asfltenos, o aumentar el rea de drene o la cantidad de formacin en contacto con el pozo. Un yacimiento de baja permeabilidad es aquel que tiene alta resistencia al flujo de fluidos. En muchas formaciones, los procesos fsicos y/o qumicos alteran a la roca a lo largo del tiempo geolgico. A veces, los procesos diagenticos restringen la abertura de la roca y reduce la habilidad de que fluyan los fluidos a travs de ella. Las formaciones con baja permeabilidad normalmente son excelentes candidatos para un fracturamiento hidrulico. Si hacemos a un lado la permeabilidad, un yacimiento puede daarse cuando se perfora un pozo, cuando se coloca la tubera de revestimiento o cuando se hacen las labores de cementacin. El dao ocurre debido a que cuando se perfora y termina un pozo se alteran los poros y la entrada de cada uno de ellos. Cuando los poros se taponan, la permeabilidad se reduce, y el flujo de fluidos en la porcin daada puede reducirse sustancialmente. El dao puede ser muy severo en yacimientos naturalmente fracturados.

En muchos casos, especialmente en formaciones de baja permeabilidad, yacimientos daados o en pozos horizontales en diferentes capas, el pozo podra ser rentable si se realizara un buen fracturamiento hidrulico. Para muchos ingenieros petroleros, la investigacin de informacin completa y exacta es a menudo, la parte que ms lleva tiempo para disear el fracturamiento hidrulico. La informacin requerida para disear el modelo de fracturamiento y el modelo de simulacin puede dividirse en dos grupos: la informacin que puede controlar un ingeniero y la informacin que debe medirse o estimarse, pero no controlarse. La informacin que puede controlar un ingeniero es la concerniente a los detalles de terminacin del pozo, volumen del tratamiento, volumen del colchn (Pad), gasto de inyeccin, viscosidad y densidad del fluido fracturante, prdidas, tipo y volumen del apuntalante y del aditivo. La informacin que debe medirse es la profundidad de la formacin, permeabilidad, esfuerzos in-situ en la formacin y en sus alrededores, modelo de la formacin, presin de yacimiento, porosidad, compresibilidad de la formacin y espesor del yacimiento (espesor bruto, espesor neto del intervalo productor de aceite y/o gas, espesor permeable que es el que aceptar la prdida de fluidos durante el fracturamiento). Los fracturamientos hidrulicos se clasifican en: Fracturamientos hidrulicos con agentes apuntalantes Fracturamientos hidrulicos cidos Esta clasificacin depende del material empleado para crear o mantener abierta la fractura. Los tratamientos de fracturamiento hidrulico son de suma importancia ya que una aplicacin exitosa puede generar muchos beneficios, entre ellos: Tener recuperaciones comerciales de hidrocarburos en formaciones de muy baja permeabilidad. Recuperacin de produccin en intervalos severamente daados. Incremento de las reservas recuperables. Conexin del pozo con sistemas naturales aislados, permeables y/o fracturados. Incremento del rea de drene efectiva. Aumento en la estabilidad del agujero. Incremento en la eficiencia de proyectos de recuperacin mejorada. Mejorar el almacenamiento en el subsuelo. Se puede aplicar en todo tipo de formaciones, yacimientos y pozos.

El tratamiento con fracturamiento hidrulico puede aplicarse en un pozo por una o varias de las siguientes razones: Rebasar el dao presente en la formacin para restablecer y/o mejorar el ndice de productividad. Generar un canal altamente conductivo en la formacin. Modificar el flujo de fluidos en la formacin.

Fracturamiento Hidrulico con agentes apuntalantes Este proceso consiste en bombear un fluido de alta viscosidad llamado fluido fracturante; dicho fluido tiene como objetivo generar o producir una ruptura en la formacin y extenderla ms all del punto de falla, de tal forma que permita colocar el apuntalante para mantener abierta la fractura creada una vez que se libere la presin de bombeo, la misma que rompe la formacin y logra al mismo tiempo propagar la fractura a travs del yacimiento. Se aplica principalmente en formaciones de arenas de muy baja permeabilidad. Normalmente, en un fracturamiento hidrulico apuntalado la secuencia de bombeo de los fluidos se realiza siguiendo el siguiente proceso: 1. Bombeo de un volumen de precolchn, se conoce como Pad, de salmuera o gel lineal, con objeto de obtener parmetros de la formacin y poder optimizar el diseo propuesto. A este tipo de operacin se le conoce como Mini-frac, permite determinar: la presin de fractura, el gradiente de fractura, gasto mximo de fractura, presin de cierre instantneo y eficiencia de prdida de fluido; parmetros importantes para el diseo de fracturamiento y la geometra de la fractura. 2. Bombear un colchn de gel lineal como fluido fracturante para generar la ruptura de la roca de la formacin y dar las dimensiones de la geometra de la fractura. 3. Bombear gel de fractura con agente apuntalante para mantener abierta la fractura generada. Para poder tener un control de la operacin se tiene que realizar una serie de registros a detalle de los siguientes parmetros: a. Presin b. Gasto de bombeo c. Concentracin del apuntalante d. Concentracin de aditivos e. Condiciones del fluido fracturante (viscosidad, mojabilidad, etc.) Durante el proceso de fracturamiento hidrulico, como medida de control de calidad se debe monitorear en superficie las siguientes presiones: Presin de ruptura: es el punto en el cual la formacin falla y se rompe. Presin de bombeo: presin requerida para fracturar y extender la fractura a un gasto constante. Presin de cierre instantneo: es la presin obtenida al liberar la presin de bombeo, y desaparecer las presiones de friccin, quedando slo la presin interna dentro de la fractura y la columna hidrosttica en el pozo.

Fig. 22.- Diferentes tipos de agentes apuntalantes.

Presin De Fractura La presin de fractura es la presin necesaria para mantener abierta la fractura y propagarla ms all del punto de ruptura. Presin De Cierre Se conoce como pt. Es la presin de fondo a la cual la fractura no apuntalada se cierra. Es un esfuerzo global, promedio de la formacin y es diferente al esfuerzo mnimo, el cual es un dato local y vara para toda la zona de inters. Presin Instantnea Al Detener El Bombeo, Isip Es la presin de fondo correspondiente al gasto de inyeccin cero. La presin ISIP se puede obtener grficamente a partir de la informacin de la inyeccin del fluido, como la presin correspondiente a la interseccin entre la tangente a la declinada de la presin y la vertical trazada al tiempo correspondiente a un gasto de inyeccin igual a 0. Presin Neta Se conoce como pnet. A la diferencia entre la presin en cualquier punto en la fractura y la presin a la cual la fractura se cierra, en forma matemtica se expresa de la siguiente forma La presin neta se genera por la cada de presin debajo de la fractura causada por el flujo de un fluido viscoso. En muchas formaciones, esta cada de presin es dominada por la presin en aumento cerca del inicio de la fractura cuando se empieza a propagar. El perfil de la presin neta controla la distribucin tanto de la altura como del ancho a lo largo de la fractura. Fsicamente hablando, es la presin que se necesita para que la fractura quede abierta y. se propague. Si la pt es cero, significa que la fractura se encuentra cerrada. El comportamiento de la presin neta es utilizado para estimar el comportamiento del crecimiento de la fractura, es decir, estima si la fractura crece longitudinal y verticalmente, adems de indicar si existe arenamiento. La presin de cierre es una propiedad constante de la formacin y depende fuertemente de la presin de poro. La presin neta es un dato muy importante debido a que los ingenieros necesitan conocerla para disear el tratamiento de fractura, para realizar anlisis de las presiones de fracturamiento en el lugar y para realizar anlisis de las presiones despus del fracturamiento. Presin De Friccin Total Y Presin De Friccin En La Cercana Del Pozo La presin de friccin se refiere a la porcin de las prdidas de presin mientras los fluidos se encuentran en movimiento a travs de la tubera. La presin de friccin total es calculada con las mediciones de presin de superficie, mientras que la presin de friccin en la cercana del pozo, es calculada con las mediciones de presin de fondo. Direccin De La Fractura La fractura se propaga perpendicularmente al esfuerzo mnimo principal ejercido sobre el yacimiento, es decir; para que se inicie la fractura, la presin de bombeo del fluido en la cara de la formacin debe ser mayor a este esfuerzo mnimo.

La fractura hidrulica se propagar perpendicularmente hacia la zona donde se tenga el menor esfuerzo principal. En algunas formaciones someras, el menor esfuerzo principal es el esfuerzo de sobrecarga; esto provocar una fractura horizontal. En yacimientos con una profundidad mayor a 1000 pies, el menor esfuerzo principal probablemente ser horizontal; resultando una fractura vertical. Conductividad De La Fractura La conductividad de la fractura es el producto del ancho de la fractura apuntalada y de la permeabilidad del agente apuntalante. La permeabilidad de todos los agentes apuntalantes usados comnmente (arenas y los apuntalados cermicos) son de 100 a 200 darcys cuando ningn esfuerzo se haya aplicado. Sin embargo, la conductividad de la fractura disminuir durante la vida del pozo debido al aumento del esfuerzo sobre los agentes apuntalados, la corrosin bajo tensin afecta la fuerza del apuntalante, aplaste del apuntalante, empotramiento del apuntalante dentro de la formacin y dao resultante del gel remanente o prdidas de aditivos. El esfuerzo efectivo sobre el agente apuntalante es la diferencia entre el esfuerzo in- situ y la presin fluyendo en la fractura. Cuando el pozo est produciendo, el esfuerzo efectivo sobre el agente apuntalante, aumentar normalmente debido a la disminucin de la presin de fondo fluyendo. El esfuerzo in-situ disminuir con el tiempo conforme declina la presin en el yacimiento. Para pozos someros, donde el esfuerzo efectivo es menor a 6000 psi, la arena puede usarse para crear fracturas altamente conductivas. Conforme aumenta el esfuerzo efectivo a valores muy grandes, se deben de utilizar apuntalantes ms caros debido a que necesitan tener una alta resistencia, para crear una fractura altamente conductiva. En la seleccin del agente apuntalante se debe de escoger aquel que mantenga una conductividad suficiente despus de que se ha incrustado y empotrado; tambin deben de considerarse los efectos de flujo nodarciano, flujo multifsico y el dao que pueda causar el fluido. Geometra De La Fractura Es un rea del fracturamiento multi-etapas muy importante, donde el objetivo principal es saber las caractersticas y dimensiones correctas de la fractura, para poder as optimizar la operacin. Cuando se tiene un buen conocimiento de estas caractersticas, se puede tener ms control en la operacin, para que sta resulte exitosa, ya que incluso se podran disminuir los costos. La geometra de la fractura puede aproximarse por medio de modelos que toman en cuenta las propiedades mecnicas de la roca, del fluido fracturante, condiciones de inyeccin del fluido y los esfuerzos y su distribucin en el medio poroso. Para poder tener una buena propagacin de la fractura, se tienen que considerar estas dos leyes: Entender los principios fundamentales, tales como las leyes de momento, masa y energa. Criterio de propagacin, por ejemplo, los factores que causan que la fractura avance.

Esto incluye interacciones con la roca, fluido y la distribucin de energa. Los modelos de geometra de fractura se dividen en tres categoras: Segunda Dimensin (2D). Pseudo Tercera Dimensin (p3D). Tercera Dimensin (3D). La fractura es discretizada, y dentro de cada bloque se hacen clculos basndose en las leyes fundamentales y criterios. La fractura se propagar vertical y lateralmente, y algn cambio en la direccin planeada originalmente, dependiendo de la distribucin de esfuerzos local y de las propiedades de la roca. En los modelos en 2D, se tienen aproximaciones analticas suponiendo que la altura de la fractura es constante. Hay dos modelos exclusivos que se utilizan para el modelado de fracturas. Para fracturas con una longitud mucho ms grande que la altura, xf hf, se utiliza el modelo de Perkins, Kern y Nordgren o PKN, ya que da mejores aproximaciones. Cuando se tiene x f hf, el modelo apropiado es el presentado por Khristianovlc, Zheltov, Geertsma y Klerk o KGD. La mecnica de la roca es un factor muy importante para poder disear la fractura, y saber cmo se va a ir desarrollando y que posibles resultados se obtendrn. La mecnica de rocas controla y manipula los siguientes conceptos con el propsito de disear un modelo del comportamiento de una fractura: La mecnica de rocas controla el proceso de bombeo Los tres esfuerzos principales que definen la mecnica de la fractura El Modulo de Young y la relacin de Poisson definen el esfuerzo mnimo horizontal La presin neta controla la geometra de la fractura

Fig. 23.- Geometra de la fractura.

Tamao De La Fractura La altura de la fractura efectiva es aquella altura de la fractura abierta al flujo una vez que es liberada la presin de bombeo, comnmente denominada como hf. La altura es controlada por la mecnica de las rocas que incluye el perfil de esfuerzos in-situ de la formacin y la presin neta. A medida que aumenta la diferencia entre el perfil de esfuerzos (Ao) de los estratos de la formacin, la altura de la fractura se reduce y la longitud de la fractura aumenta (ideal para el fracturamiento); en cambio si Ao disminuye, la altura de la fractura crece y la longitud de la fractura se reduce (no conveniente para el fracturamiento ya que se puede conectar los casquetes de gas y el control de agua). Si la presin neta es menor al diferencial de los perfiles de esfuerzos (pnat < Ao), la fractura hidrulica creada ser perfectamente confinada en el espesor de la formacin productora. Respecto al ancho de la fractura, nos referimos a ella como la amplitud de la fractura formada a lo largo de la longitud y altura creada abierta al flujo, una vez liberada la presin de bombeo.

Mdulo De Young Es la propiedad elstica de la roca segn la direccin en la que se aplica una fuerza. Es un parmetro extremadamente importante en los procesos de fracturamiento hidrulico, que se obtiene a travs de pruebas de laboratorio con ncleos de formacin, de tal manera, que permite determinar la propiedad esttica lineal de la roca, por lo que convierte a este concepto en el nico parmetro utilizado en el diseo de una fractura que puede medirse mediante pruebas de laboratorio. Relacin De Poisson Tambin conocido como Coeficiente de Poisson (v), es una propiedad mecnica de la roca que relaciona la expansin lateral con la contraccin longitudinal. Optimizacin Del Tamao De La Fractura Cuando se implementa un fracturamiento hidrulico, la meta a la que se tiene que llegar es a obtener una fractura ptima con la que se puedan obtener canales de alta conductividad. Holditch en 1978, estudi el efecto de la longitud de la fractura apuntalada y el rea de drene en yacimientos de baja permeabilidad. A continuacin se presentan algunas observaciones post - tratamiento: Conforme aumente la longitud de la fractura apuntalada, la produccin acumulada aumentar y los ingresos de la venta de hidrocarburos tambin aumentar. Conforme aumente la longitud de la fractura, disminuye el beneficio incremental (la cantidad de recursos generados por pie de la longitud de una fractura apuntalada adicional). Conforme aumenta el volumen de tratamiento, la longitud de la fractura aumenta. Conforme aumenta la longitud de la fractura, el costo incremental por cada pie de fractura aumenta (costo/pie de longitud de la fractura apuntalada). Cuando el costo incremental del tratamiento se compara con el beneficio incremental, se muestra un aumento del volumen del tratamiento. Gradiente De Fractura Es la relacin entre la presin de fractura y la profundidad de la formacin. Los valores numricos del gradiente de fractura aplicados en las fracturas verticales, son caractersticos para cada formacin, puesto que estn directamente relacionados con la presin que depende del comportamiento mecnico de la roca. Adems, para el mismo caso de fracturas verticales, la presin de fractura est en funcin de la presin de poro, por lo tanto, el gradiente de fractura variar de acuerdo a ste factor. En un yacimiento de explotacin reciente, el gradiente de fractura tendr un valor mayor comparado con ese mismo yacimiento. La orientacin de la fractura puede ser estimada dependiendo del valor calculado del gradiente de fractura, por lo tanto se tiene que: Gf < 0.23 kg/cm2/m 1.0 psi/pie, la fractura puede ser vertical. Gf > 0.23 kg/cm2/m 1.0 psi/pie, la fractura puede ser horizontal.

Gf > 0.28 kg/cm2/m, se define como una anomala debida a la restriccin de la formacin (taponamiento o falta de permeabilidad). Perfil De Esfuerzos Existen dos esfuerzos principales de compresin, las cuales son diferentes entre s y mutuamente perpendiculares. Esfuerzo de sobrecarga ().- Es el esfuerzo debido al peso de la roca de la formacin superpuesta al yacimiento. Tiene un rango de gradiente de sobrecarga de entre 1.01.1 psi/pie. Esfuerzos horizontales.- Es la primera consecuencia del esfuerzo de sobrecarga, presin del yacimiento y fuerzas tectnicas o Gradiente del esfuerzo horizontal mnimo (o2) (0min): 0.3 - 0.9 psi/pie. o Gradiente del esfuerzo horizontal mximo (o3) (0mx): 1.0-1.5 psi/pie. Estos esfuerzos normalmente son compresivos, anisotrpicos y no homogneos, lo cual significa que los esfuerzos compresivos sobre la roca no son iguales y varan en magnitud en la misma direccin. La magnitud y direccin de los principales esfuerzos son importantes debido a que controlan la presin requerida para crear y propagar la fractura, la forma y extensin vertical, la direccin de la fractura, y los esfuerzos tratan de aplastar y/o incrustar el agente apuntalante. Es importante conocer la magnitud de los esfuerzos principales de compresin. El contraste entre los esfuerzos permitir determinar el comportamiento de la fractura en el plano vertical. Es decir, si no existe contraste importante en los esfuerzos de dos capas vecinas, es posible predecir que la fractura crecer verticalmente. El perfil de esfuerzos se puede calcular a partir de los registros geofsicos del pozo, principalmente de los perfiles snicos, empleando relaciones empricas. Sin embargo, el perfil de esfuerzos necesita ser ajustado con los datos obtenidos durante la prueba de Mini-Frac, particularmente la presin de cierre (pc) y la presin instantnea al detener el bombeo (ISIP). Fracturamiento Hidrulico cido Definicin De Fracturamiento Hidrulico cido Adems del fracturamiento hidrulico apuntalado, otra operacin dirigida al aumento de la produccin o potencialidad de los pozos que constituyen los campos, est dada por la fractura hidrulica cida, encaminadas hacia formaciones de carbonatos. Es un proceso de fracturamiento en el cual se inyecta o bombea el fluido cido por encima de la presin de fractura rompiendo la formacin, con la finalidad de crear un canal altamente conductivo, con una longitud suficiente para mejorar la comunicacin en el sistema yacimiento-pozo y por consiguiente un incremento en la produccin del pozo. Este tipo de fractura es aplicada a yacimientos de carbonatos (caliza, dolomas y en tizas, dependiendo de su grabado). La longitud y el grabado de la fractura dependern principalmente del tipo y concentracin del cido, composicin mineralgica de la roca, temperatura y velocidad de reaccin, entre otras.

Las diferencias principales entre el fracturamiento apuntalado y el cido, radican en que los fluidos empleados en el primer tratamiento no reaccionan con los materiales de la roca, no siendo as para el caso de los fracturamientos cidos, donde se presentan reacciones qumicas entre los sistemas cidos empleados y los minerales de la roca. Comnmente en este tipo de operaciones se utiliza el cido clorhdrico (HCI) como fluido principal para lograr la disolucin del material calcreo y propagar fracturas en formaciones solubles al cido, tales como, rocas dolomticas y calcreas. Una de las grandes diferencias entre las fracturas acidificadas y apuntaladas es que la conductividad en uno de ellos se logra por el grabado heterogneo de las caras de la fractura inducida, y el otro por la colocacin de un apuntalante dentro de la fractura que evita que se cierre al liberarse la presin del fluido bombeado a alto gasto. En muchos casos la preferencia de un fracturamiento con cido se realiza debido a la tendencia de puenteo del apuntalante y al retorno del mismo. Sin embargo, el diseo y control de la longitud de la fractura dependen fuertemente de la efectividad del cido dentro de la formacin para lograr una mayor conductividad de grabado, lo cual es un parmetro muy difcil de controlar en comparacin con la colocacin del apuntalante. El conocimiento apropiado de la composicin mineralgica de la roca a fracturar con cido y de los sistemas qumicos, son factores fundamentales para definir la penetracin del cido en la formacin y determinar la conductividad en base a los patrones de grabado creados por la reaccin qumica entre la roca y el fluido fracturante. La geometra de las fracturas cidas puede ser determinada con los mismos modelos de simulacin para fracturas apuntaladas, con la excepcin del impacto de la amplitud de grabado sobre la relacin de presin-amplitud. Sin embargo, se deben considerar ciertos aspectos en un fracturamiento cido: Transporte del cido y la reaccin qumica haca la roca. Transferencia de calor, ya que la velocidad de reaccin del cido se incrementa al aumentar la temperatura. Prdida de fluido, a mayor prdida del sistema cido menor penetracin. Factores Que Afectan El Comportamiento Del cido En Formaciones De Carbonatos PRDIDAS DE CIDO HACIA LA FORMACIN.- La prdida de fluido hacia la formacin durante el proceso de acidificacin limita la extensin de las fracturas y su grabado, acentundose aun ms en carbonates naturalmente fracturados. Durante un fracturamiento cido, la presin de tratamiento disminuye continuamente, debido a las prdidas de cido hacia la formacin cuando se crean los "agujeros de gusano (wormholes). El objetivo fundamental de un fracturamiento cido es lograr la creacin de una "fractura" lo ms larga posible controlando a su vez la cantidad de agujeros de gusanos en su trayectoria. El crecimiento de la longitud de la fractura se ve afectado cuando se igualan el gasto de inyeccin o bombeo con la prdida hacia la formacin. AGUJEROS DE GUSANO.- El cido vivo penetra en la formacin interconectando todos los espacios porosos formndose los llamados agujeros de gusano (wormholes), los mismos, pueden penetrar una longitud considerable dentro de la formacin. Una vez que los agujeros de gusano son desarrollados, se incrementa la cantidad de cido perdido hacia la formacin. Los agujeros de gusano desvan grandes volmenes de cido profundamente dentro del sistema primario de fracturas, estos volmenes no pueden ser utilizados para grabar la cara de la fractura principal, de all que constituye una limitacin en crecimiento. El control de prdida de fluidos en la formacin y la temperatura son factores influyentes en el crecimiento de los agujeros de gusano.

FISURAS Y FRACTURAS NATURALES.- Las formaciones de carbonatos normalmente son ms fisuradas que las areniscas. Las fisuras representan una trayectoria particular de menos resistencia para el cido. Generalmente la cantidad recibida de fluido a travs de las fisuras y agujeros de gusano es proporcional a la cantidad de cido bombeado durante un trabajo de fracturamiento hidrulico. Un yacimiento puede contener muchas fisuras o fracturas naturales por las cuales se puede perder el cido limitndose de esta forma el crecimiento en longitud de la fractura grabada. En yacimientos naturalmente fracturados o con un tren de fisuras considerables, el control del crecimiento de la longitud de la fractura grabada es limitado, de ah que en muchos de los casos, se logra crear una longitud corta con muchos agujeros de gusano. Conductividad De La Fractura cida La conductividad creada por un fracturamiento cido es mucho menor a la creada por un fracturamiento apuntalado. Para lograr una mayor conductividad de la fractura cida, el grabado de las caras de la fractura realizado por el cido no deber ser uniforme, a fin de asegurar que los canales de flujo creados no se cierren al liberarse la presin del fluido fracturante. Afortunadamente, en la mayora de los casos el grabado del cido en la roca no es uniforme, debido a la heterogeneidad de la composicin mineralgica de la roca y a la formacin de agujeros de gusano al reaccionar el cido con la roca contactada, generando con ello la formacin de numerosos canales horizontales en forma de ramificaciones. Para crear una fractura de alta profundidad y conductividad es necesario controlar la prdida del fluido fracturante, mediante la creacin de un enjarre en las paredes internas de la fractura. Los principales componentes de control de prdida son: Desplazamiento y compresin de los fluidos de yacimiento. Baja prdida de fluido fracturante antes de la generacin del enjarre. Creacin de un enjarre en las paredes de la fractura. Invasin de la formacin de los componentes del fluido fracturante. Prdidas Del Fluido cido El control de la prdida de fluidos durante un trabajo de fractura hidrulica cida en formaciones de carbonatos presenta problemas debido a la reactividad del cido con estas, es por ello, que se han desarrollado varios aditivos y tcnicas para controlar la prdida de fluidos, entre los cuales se pueden mencionar los siguientes: BOMBEO DEL GEL BASE AGUA ALTERNADO CON ETAPAS DE CIDO.- Con la finalidad de crear un enjarre que pueda actuar como una barrera para impedir la prdida de cido e iniciar el proceso de fracturamiento cido, se colocan etapas o secuencias en formas alternadas de baches de gel base agua y baches de cido. La funcin principal de las diversas etapas de gel es la de sellar temporalmente los agujeros de gusano creados durante la etapa de bombeo de cido, haciendo una divergencia interna dentro de la roca al tiempo que va creando la mayor cantidad y secuencias de bombeo, adems de tratar de localizar y penetrar lo ms que se pueda la fractura principal. Por otro lado, se considera que los primeros baches de gel sirven adems de enfriadores de la formacin, puesto que, la velocidad de reaccin de los cidos est en funcin de la temperatura; de all que en formaciones profundas de alta temperaturas es necesario enfriar

la roca para conseguir una mayor reaccin del cido vivo dentro de la misma y mejorar entre otras cosas el grabado en las caras de la fractura. MATERIALES DE PARTCULA FINA.- Otra forma de sellar temporalmente los agujeros de gusano a medida que los mismos son creados con volmenes determinados de cido, es colocando en las etapas de gel base agua ciertos materiales de partculas finas. Los materiales de partculas finas llenan y obturan los agujeros de gusanos as como las fracturas naturales presentes mejorando la eficiencia del bombeo. La slica malla 100 es el material ms comnmente utilizado en concentraciones de 1 hasta 3 libras por galn, un potencial problema presentado cuando se utiliza este tipo de material es su retorno, pudiendo taponar la zona productora o bien los accesorios del cabezal de produccin a nivel de superficie. Para el uso de este tipo de tcnica se requiere que el yacimiento tenga suficiente energa para ayudar en el desalojo y limpieza del material obturante, sin embargo, hoy en da est tcnica no es utilizada. CIDO GELIFICADO.- Otra forma de evitar la prdida de cido es gelificando el mismo. Un lquido viscoso tiene menos tendencia a invadir los poros abiertos (y por ende su prdida es menor) que un fluido de poca viscosidad. Este mtodo de control ha llegado a ser ampliamente utilizado con el desarrollo de agentes gelificantes en medios cidos ms estables. Algunos sistemas de cidos viscosos, como los cidos gelificados para el control de prdidas son muy eficaces. Estos fluidos cidos gelificados base polmeros, tienen baja viscosidad inicial adems de una baja friccin, lo que origina bajas presiones durante la inyeccin y colocacin en el fondo y en superficie. En el momento que ocurre la prdida de fluidos, los sistemas de cidos gelificados para el control de stas desarrollan temporalmente grandes viscosidades, bloqueando el crecimiento de los agujeros de gusano y retardando adems la entrada de cido en las fracturas naturales. Esto permite tener un mejor control en el crecimiento de la fractura grabada. RESINAS SOLUBLES EN ACEITE.- La limitacin principal de las resinas solubles en el aceite es la alta concentracin que requiere ser agregada, por tanto, el costo del producto es un elemento de evaluacin. En Mxico, este tipo de sistemas no se utiliza pero puede ser un rea de oportunidad a aplicarse. Concentracin y Volmenes Utilizados En Fracturamientos Con cidos En la industria petrolera, el cido clorhdrico (HCI) constituye el elemento ms utilizado en la preparacin de sistemas cidos para ser empleado en tratamientos de limpiezas, acidificaciones matriciales y fracturamiento cido, se caracteriza por ser un cido mineral fuerte, con un alto poder de disolucin en formaciones de carbonatos y por su bajo costo. Su limitante de uso es la temperatura, normalmente se emplea a temperaturas no mayores a 1302C. En formaciones de temperaturas mayores a los 130SC, el uso de sistemas cidos orgnicos tales como el frmico (HCOOH) y el actico (CH3COOH) son recomendables formndose mezclas con HCI o solos, segn sea el caso. El poder de disolucin de los cidos orgnicos es menor que el del cido clorhdrico, de ah que los primeros se consideran cidos dbiles. Los cidos orgnicos tienen la caracterstica de ser ms fciles de inhibir contra la corrosin que el cido clorhdrico y tambin son utilizados como secuestrantes del in frrico (Fe+3). Cuando los cidos orgnicos se mezclan con cido clorhdrico la reaccin es retardada, permitiendo con ello tener una mayor penetracin de fractura grabada originando una mayor

conductividad. La ecuacin qumica para las reacciones del HCI con las rocas caliza (CaCO) y doloma (CaMg(C03)2) se muestran en forma de balance estequiomtrico. Los productos de la reaccin son solubles en agua y se pueden recuperar fcilmente una vez que el pozo inicie el proceso de limpieza. Reaccin de calizas con el HCI o 2HCI + CaC03 - CaCI2+C02 + H20 Reaccin de dolomas con el HCI o 4HCI + CaMg(C03)2 -> CaCI2 + MgCI2 + 2C02 +2H20 Los productos de la reaccin qumica entre el HCI y las calizas o dolomas son: sal de cloruro de calcio, sal de cloruro de magnesio, dixido de carbono (gas) y agua. El cido clorhdrico se inhibe, estabiliza, retarda, gelifica, y se mezcla con otros cidos, es espumado y emulsionado. Otros aditivos utilizados con el cido clorhdrico incluyen a los reductores de friccin, reductores de tensin superficial, solventes mutuales, cosolventes, solventes aromticos, aditivos para control de prdidas, surfactantes, inhibidores de incrustaciones de CaC03, viscosificantes, inhibidores de parafinas, agentes divergentes, estabilizadores y secuestrantes de hierro. En los procesos de fracturas hidrulicas cidas, las concentraciones comnmente empleadas de HCI son de 15,20 y 28%. El cido frmico y el cido actico, tambin reaccionan con el CaCO y el CaMg(C03)2 presentndose en este ltimo una reaccin ms lenta. Estos cidos orgnicos (considerados cidos dbiles) no reaccionan completamente con el carbonato de calcio y el carbonato de magnesio presentes en la formacin. Las concentraciones mximas a utilizar son 9% en el caso de cido frmico y 10% en el caso del cido actico, una mayor concentracin de estos cidos originaran altas concentraciones de sales orgnicas de calcio las cuales pueden precipitarse en la formacin. A continuacin se muestran las reacciones qumicas del CaC03 tanto con el cido frmico como el actico: Reaccin del CaC03 con el cido frmico o CaC03 + 2HCOOH - H20 + C02 +Ca(HCOO)2 (Formato de calcio) Reaccin del CaC03 con el cido actico o CaC03 + 2CH3COOH H20 + C02 + Ca(CH3COO)2 (Acetato de calcio) La expansin del gas es una fuente potencial de energa que puede ser utilizada para el momento de apertura y limpieza del pozo una vez finalizado el trabajo de fractura. Segn lo indicado previamente, una cantidad dada de cido crear un proceso cido, al lograr controlar las prdidas hacia la formacin, grandes volmenes y concentraciones de cidos crearn mejores grabados (formando canales profundos y extensos) y anchos en las caras de la fractura mejorando as la conductividad final producto de mayores cantidades disueltas de carbonato de calcio. Tcnicas y Materiales Para El Control De La Velocidad De Reaccin Para obtener una mayor penetracin de grabado de la roca, la velocidad de reaccin del sistema cido con la roca debe ser controlado, por lo que, la temperatura juega un papel sumamente importante en el control de la reaccin. En pozos con temperaturas bajas a moderadas (602 C a 115 C) la retardacin no es tan crtica, sin embargo, en aplicaciones mayores a los 250 sp (120 C) la retardacin de la velocidad de reaccin puede ser muy crtica para lograr la efectividad y eficiencia del fracturamiento.

Uno de los mtodos ms comunes de extensin de la penetracin del cido vivo est enfocada en la inyeccin de pre colchones (PAD) viscosos no reactivos seguidos por el sistema cido, el precolchn reduce la velocidad de reaccin del cido, para incrementar la amplitud de la fractura, mediante el enfriamiento de las superficies de la fractura. Otro mtodo es mediante la utilizacin de cidos orgnicos (cidos actico y/o frmico), los cuales son utilizados como retardadores de cido. Las mezclas de estos cidos de ionizacin dbil con el cido clorhdrico permiten retardar la reaccin con la roca, permitiendo con ello que el grabado de la misma sea de mayor penetracin. Diseo Del Fracturamiento Hidrulico Para poder disear un tratamiento adecuado de fracturamiento hidrulico es necesario tener informacin del pozo y del yacimiento, como lo es: perfil de esfuerzos in-situ, permeabilidad de la formacin, caractersticas de prdida de fluidos, volumen total de fluido bombeado, tipo y cantidad del agente apuntalante, volumen del precolchn, viscosidad del fluido de fractura, gasto de inyeccin y mdulo de la formacin. Es necesario saber interpretar registros, ncleos, informacin de produccin y de pruebas de presin, as como tambin de indagar toda la informacin posible del pozo. Se debe de determinar cmo afectarn la longitud y la conductividad de la fractura a la productividad del pozo y al factor de recuperacin. Es recomendable hacer un anlisis de sensibilidad para evaluar las incertidumbres, como la estimacin de la permeabilidad y el dao. Para poder determinar la longitud ptima y conductividad de la fractura es necesario tener en cuenta el modelo del yacimiento y analizarlo econmicamente. Para disear un fracturamiento hidrulico debe utilizarse la ayuda de un modelo de propagacin de la fractura para conseguir la longitud y la conductividad deseadas al menor costo posible. El modelo de propagacin se utiliza para saber que necesita mezclarse y bombearse en el pozo para mejorar los valores de la longitud de la fractura apuntalada y la conductividad. Como se mencion anteriormente, se debe hacer un anlisis de sensibilidad junto con el modelo de propagacin para estimar y determinar los valores de las caractersticas antes mencionadas. Es recomendable que se hagan simulaciones del fracturamiento en computadora, hacer anlisis de sensibilidad de los valores ms importantes, esto har que se tenga un mejor diseo. Esto con el tiempo, proporcionar experiencia respecto al rango de valores utilizados y cmo estos valores afectan a las dimensiones de la fractura. Seleccin Del Fluido Fracturante La seleccin del fluido fracturante es una decisin vital en el diseo del fracturamiento hidrulico. Michael Economices desarroll una tabla que se utiliza para seleccionar la categora del fluido tomando como base la presin y temperatura del yacimiento, longitud media de la fractura esperada y sensibilidad del agua. Muchos yacimientos contienen agua, y la mayora de los yacimientos de aceite pueden inundarse con facilidad. En consecuencia, en muchos tratamientos de fracturamiento debe bombearse fluidos base agua que sean adecuados al sistema. Los fluidos cidos se pueden utilizar en carbonatos; sin embargo, en muchos yacimientos profundos de carbonates han utilizado fluidos base agua que contienen agentes apuntalantes exitosamente. Los fluidos base aceite se usan solamente en yacimientos de aceite cuando se ha probado que los fluidos base

agua no funcionan. Es ms riesgoso utilizar fluidos base aceite que utilizar los fluidos base agua. Si este esfuerzo tiene un valor mnimo a 6000 psi entonces se recomienda el uso de arena como apuntalante. Si el esfuerzo efectivo mximo tiene una valor entre 6000 y 12000 psi, entonces se puede utilizar el apuntalante RCS o uno con resistencia intermedia, dependiendo de la temperatura. Para casos en los que el esfuerzo efectivo mximo es mayor a 12000 psi, se debe usar un apuntalante de alta resistencia. Una manera segura de saber qu tipo de apuntalante es el adecuado, se deben de tener en cuenta los valores estimados de permeabilidad y la longitud ptima de fractura. Seleccin del cido para el fracturamiento El fracturamiento cido es la mejor aplicacin en yacimientos someros de carbonatos de baja temperatura. La temperatura aproximada debe ser de 2002F y el esfuerzo efectivo mximo sobre la fractura tiene que ser menor a 5000 psi. La baja temperatura reduce la reaccin entre el cido y la formacin, lo cual permite al cido penetrar profundamente dentro de la fractura antes de ser usado. Los yacimientos de dolomas son menos dctiles que los yacimientos de calizas, por lo que los fracturamientos cidos funcionan satisfactoriamente; sin embargo, el fracturamiento apuntalado con fluidos base agua tambin funcionan bien. No se recomienda utilizar fluidos de fracturamientos cidos con agentes apuntalantes. Cuando el cido reacciona con el carbonato, los finos comienzan a migrar. Si el apuntalante se usa con cido, pueden formarse tapones debido a los finos, y esto puede perjudicar a la conductividad de la fractura. En yacimientos de dolomas que contienen fracturas naturales en abundancia, se implementa fracturamiento cido que da mejores resultados que los fracturamientos apuntalados. En muchos casos, es comn que se hagan mltiples fracturas; y as se puede utilizar ms apuntalante con la finalidad de tener mejores fracturas que tengan una buena conductividad. A menudo puede presentarse arenamiento en la cercana del pozo si la concentracin de apuntalante aumenta a ms de 2 o 3ppg. En casos as, es muy recomendable utilizar fracturamiento cido. Otra consideracin es analizar la seguridad y los costos. En yacimientos muy profundos con alta temperatura, el costo de un fracturamiento cido puede exceder al de un fracturamiento apuntalado. En yacimientos de alta temperatura, se requieren qumicos muy caros para inhibir la reaccin cida con productos de acero y retardar la reaccin con la formacin. Obviamente, el cido debe manejarse con extrema precaucin cuando est en campo. Cuando se bombean grandes volmenes de cido de alta resistencia, a grandes gastos y presiones, la seguridad debe de ser de las principales preocupaciones. Diseo del fracturamiento hidrulico apuntalado Para poder disear adecuadamente un fracturamiento hidrulico debe de considerarse la distancia de penetracin ptima del cido. Como ya sabemos, debe inyectarse el fluido de precolchn para obtener las dimensiones deseadas y as una mayor conductividad. Cuando el cido entra en contacto con las paredes de la fractura, la reaccin entre el cido y el carbonato es casi instantnea, especialmente si la temperatura del cido es 2002 F o mayor. Fracturamiento multi-etapas Debido a la necesidad de aumentar la produccin de hidrocarburos provenientes de yacimientos no convencionales se ha creado el fracturamiento hidrulico multi-etapas. Esta

tecnologa se desarrollo con la finalidad de realizar un fracturamiento hidrulico en diferentes etapas simultneamente en un mismo pozo teniendo como ventaja una disminucin en el tiempo de operacin y de costos. El fracturamiento hidrulico multi-etapas es un mtodo donde se forman varias fracturas nicas; estos tratamientos se realizan comnmente en yacimientos no convencionales. Estos yacimientos se caracterizan por tener permeabilidad, del orden de nano-darcys, con micro porosidad, fracturas naturales y capas muy delgadas que contienen metano libre Debido a que las reservas de aceite y gas estn declinando continuamente, las compaas estn forzadas a explorar nuevas zonas que tienen condiciones extremas y que estn ubicadas a grandes profundidades en el mar, encontrando yacimientos no convencionales, como los que estn conformados por lutitas gasferas o yacimientos de baja permeabilidad. Actualmente hay hasta 20 diferentes procesos de estimulacin o fracturamiento multi-etapas. El procedimiento ms comn para realizar un fracturamiento hidrulico en pozos horizontales en yacimientos de baja permeabilidad tiene contar con los siguientes aspectos para obtener el mayor xito posible: Pozo con TR cementada Realizar las perforaciones con pistolas TCP Realizar el fracturamiento bombeando los fluidos Dejar fluir el pozo para recuperar los fluidos Limpiar la TR utilizando TF o tubera articulada Aislar la fractura con un tapn o un puente Utilizar pistolas TCP para perforar el siguiente intervalo.

Un fracturamiento hidrulico en un pozo horizontal necesita lograr varios objetivos incluyendo: Tener un bajo riesgo de perder la pared lateral; es decir no daar la formacin. Eficacia en la colocacin de las fracturas en etapas especificas a lo largo del intervalo productor. Habilidad para dimensionar adecuadamente la fractura, as como los volmenes de fluidos y apuntalante. Evitar problemas en el fracturamiento tales como: excesivas fracturas mltiples o excesiva tortuosidad en la cercana del pozo, los cuales pueden causar avenamientos. Hacer del tratamiento un proceso efectivo y barato, mediante la seleccin del yacimiento en especfico y el valor de la recuperacin final estimada. Procesos de fracturamiento multi-etapas Como ya se haba mencionado el fracturamiento multi-etapas puede realizarse con diferentes procesos que utilizan diversas herramientas. Esto hace que se pueda adaptar para diferentes tipos de terminacin y condiciones del pozo. A continuacin se describirn algunos de los procesos que se utilizan en un fracturamiento hidrulico multi-etapas. Esferas selladoras. Son una tecnologa muy conocida para desviar fluido de tratamiento durante el fracturamiento hidrulico multi-etapas. En el proceso para emplear esferas selladoras, se utilizan pistolas convencionales que permanece en la TR durante las operaciones de fracturamiento. Conforme cada uno de los fracturamientos se termina, las esferas selladoras

se bombean para tapar momentneamente los orificios abiertos. Con bombeo continuo, las esferas no permiten que haya ninguna interrupcin y que se tenga una presin positiva sobre los asientos para lograr un sellado efectivo. Proceso con tubera flexible

Fig. 24.- Proceso con Tubera Flexible. Hay muchos procesos de fracturamiento hidrulico multi-etapas que utilizan TF. Por ejemplo: Fracturamiento asistido por un sistema hidrojet (HJAF): Es una tcnica que utiliza agua u otro fluido, a alta presin. La aplicacin de esta tcnica puede ser en pozos horizontales con diferentes tipos de terminacin, ya sea en agujero descubierto o entubado. El proceso: El jet se coloca en los tneles en el plano de la fractura. La presin de estancamiento del fluido mas la presin e el EA es lo que crea la fractura. La presin de inyeccin mas la presin en el EA es lo que extiende la fractura. El concepto del efecto de Bernoulli explica como se mantiene la entrada del fluido en la fractura con la mnima presin en el pozo. El flujo complementario del EA hace que la fractura crezca. Perforacin con un sistema hidrojet con bombeo por el espacio anular HPAP: A menudo se inicia en la interface cemento/formacin y se orientara alrededor de la regin del tnel perforado. Utiliza y un proceso de erosin para remover la roca, luego se presenta un dao resultante en la roca, debido a la compactacin en el tnel erosionado por lo que la fractura puede propagarse a travs de un tnel perforado de gran dimetro, no daado y no compactado. HPAP con desviacin con tapn de apuntalante.PPD: Este mtodo utiliza TF, perforaciones con hidrojet, tratamiento con almohadillas en el espacio anular y desviacin con tapones o baches apuntalantes. Proporciona un fracturamiento muy agresivo con un filtrado inducido, que logra una mayor conductividad entre la vecindad del pozo y este, mientras que se gestiona una total eficiencia del proceso. HPPA con empacador de desvo.

Reservas Shale Gas Una investigacin publicada en abril del 2011 por el U.S Energy Information Administration (EIA) evalu 48 cuencas de shale gas en 32 pases que contenan alrededor de 70 formaciones de shale. Las reservas tcnicamente recuperables de shale gas2 en las cuencas de estos pases se estimaron en 6,622 Tcf (en color rojo). Al mismo tiempo, los estimados actuales de reservas tcnicamente recuperables de gas natural convencional en todo el mundo son aproximadamente 16,000Tcf. Entonces, podemos decir que las reservas mundiales de gas natural (convencional ms shale gas) alcanzaran una cifra aproximada de 22,000 Tcf, lo que implica un volumen 40% mayor de reservas de gas natural en el mundo.

Fig. 25.- Reservas de Shale Gas.

De los pases cubiertos en el anlisis, se identifican dos grupos que encontrarn atractiva esta actividad: Los pases que dependen ampliamente de las importaciones de gas natural pero que poseen reservas significativas de shale gas: Francia, Polonia, Turqua, Ucrania, Sudfrica, Morocco y Chile. Los pases que ya producen montos sustanciales de gas natural y que, adems, poseen grandes reservas de shale gas: Estados Unidos, China, Canad, Argentina, Sudfrica, Australia, Mxico y Brasil. Asimismo el reporte aclara que los estimados de reservas de shale gas no tienen alta certeza, sin embargo, estos estimados son algo conservadores ya que el estudio pudo haber excluido

pases con posibles reservas potenciales. De modo complementario, Hug Rudnick, profesor de la Pontificia Universidad Catlica de Chile, realiz un anlisis del impacto del shale gas sobre el mercado de gas3 en mayo del 2011, el mismo que en trminos generales concluye puntualizando en la posibilidad que tienen pases como Francia, Polonia y Ucrania en reducir sus importaciones de gas natural, mientras que Estados Unidos, Canad, Mexico y China estaran en camino a satisfacer totalmente su demanda local de gas natural e incluso exportarlo en el largo plazo. Por su parte Australia se destaca entre todos los pases como aqul con mayores oportunidades de desarrollar shale gas en el corto plazo debido a que ya cuenta con las instalaciones necesarias para su produccin, mientras que Argentina y Brasil resultan ser los pases de Amrica Latina que mayor oportunidad de explotar shale gas tienen en el corto y mediano plazo, mientras que Japn y Corea del Sur an mantendran una participacin importante en las importaciones mundiales de gas natural. En Per, no se han realizado trabajos de bsqueda de shale gas, slo la empresa Maple realiz, hasta ahora, el nico descubrimiento potencial de shale gas proveniente del pozo Santa Rosa 1X y el pozo Cashiboya 1X en su lote 31-E en Loreto. Mercado Norteamericano de Gas Natural En Norteamrica, la demanda neta de importacin se incremente de 0.9 a 2.6 trillones de pies cbicos para 2035 (crecimiento anual de 3.9%) debido en gran parte por la necesidad de Mxico de aumentar sus importaciones para satisfacer la demanda local, la cual no puede ser satisfecha con la produccin local. En Mxico existen actualmente dos terminales de GNL operativos y se espera agregar terminales adicionales para el final de la dcada. Con el crecimiento proyectado para las importaciones tanto para Mxico como para Canad, podemos apreciar que Norteamrica se est moviendo desde un mercado de gas natural cerrado entre los tres pases mencionados a un mercado creciente e influenciado por el mercado global del gas natural. De esta tabla, podemos decir que Canad tiene muchas oportunidades de afianzarse como exportador por excelencia ya que posee todo el potencial e infraestructura para aumentar su produccin de shale. Para Mxico, es la oportunidad de satisfacer su demanda local con produccin local, ya que estas reservas de shale gas (681 trillones de pies cbicos) son casi 60 veces las reservas probadas de gas natural mexicano. Esto le permitira incluso tambin a Mxico de participar en el largo plazo del mercado mundial de GNL, y dejar de depender en cierto sentido de las importaciones provenientes de EE.UU.

Conclusiones El shale gas o gas de lutitas o esquistos es bsicamente un gas natural transportado por gaseoductos que tiene utilidad en distintas reas. Hoy en da la compaas petroleras se han inclinado mucho en el desarrollo intensivo de extraccin de gas natural que por ende disminuye su valor en venta, las desventajas dentro de la extraccin de este hidrocarburo se encuentran en la necesidad de tecnologas avanzadas tales como la perforacin horizontal y el fracturamiento hidrulico, siendo unas tecnologas muy costosas, esto sin tomar en cuenta los problemas que puedan surgir al realizar estos procedimientos. Cabe resaltar lo peligroso que puede ser la extraccin de este recurso para el ambiente debido a los procesos que se requieren, ya que para completar el proceso de fracturamiento hidrulico se requiere una gran variedad de qumicos para realizar el fracturamiento de la formacin. A pesar de las desventajas antes mencionadas la extraccin de este recurso va en aumento con grandes aceptaciones por parte de las compaas petroleras y sectores energticos ya que pueden existir disminuciones en los costos de electricidad y reduccin en la emisin de gases de invernadero.