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• Israel Ayala

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CORPORACIÓN UNIVERSIDAD DE ACONCAGUA SEDE SANTIAGO

FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

Trabajo de investigación para optar al Título de “Ingeniero Civil en Minas”

Profesor Guía: Sr. Patricio Zarate Codocedo Nombre Alumno: Sr. Alejandro Barrientos Muñoz

SANTIAGO - CHILE 2015

UNIVERSIDAD DE ACONCAGUA TRABAJO DE TITULACIÓN

Resumen

Las Fracturas Hidráulicas se han estado usando desde los años ´40 como una técnica para incrementar la producción de hidrocarburos del reservorio. Esta técnica envuelve el bombeo de fluidos a caudales y presiones suficientemente altas como para quebrar o romper la formación. El propósito de crear esta fractura es el de proveer un camino permeable a través del cual los fluidos del reservorio puedan fluir más libremente.

El presente documento describe la tecnología relacionada con la estimulación hidráulica conocida como fractura hidráulica y su importancia en el incremento de la tasa de éxito en los pozos de hidrocarburos no convencionales.

Esta técnica ha sido utilizada en pozos no convencionales con éxito, países como Estados Unidos han incrementado hasta en un 70% sus reservas y han pasado a liderar la exportación de dichos productos. En Chile, desde el año 2012 en la región de Magallanes se inició una campaña de perforación de pozos no convencionales que utiliza la hidrofractura con la cual espera aumentar las reservas de gas para nuestro país.

i FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Agradecimientos

En primer lugar, quisiera agradecer a quienes desde un inicio creyeron en mí y me brindaron su apoyo incondicional para que pudiera sacar adelante y terminar esta carrera. Me refiero a mis Padres, Luis y Gloria; A mi Hermano Antonio y su esposa Daniela.

También deseo agradecer a mis compañeros y amigos de la carrera de Ingeniería Civil en Minas, quienes me ayudaron directa o indirectamente a alcanzar mis objetivos y que además me brindaron su amistad, en especial a Rodrigo, Hugo y Cesar.

Finalmente, deseo agradecer a la Universidad de Aconcagua, a mi Profesor Guía, al Jefe de Carrera y a las personas que me colaboraron con su conocimiento a través de diversas entrevistas.

ii FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Índice de Contenido

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ................................................................................ 1 1.1 Planteamiento del Problema .................................................................................... 6 1.2 Justificación de la Investigación ............................................................................. 7 1.3 Metodología de Trabajo .......................................................................................... 8 1.3.1 Recopilación de Antecedentes ......................................................................... 8 1.3.2 Metodología de Trabajo ................................................................................... 8 1.3.3 Creación del informe final ............................................................................... 8 1.4 Objetivos ................................................................................................................. 9 1.4.1 Objetivo General .............................................................................................. 9 1.4.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 9 1.4.3 Alcance............................................................................................................. 9 1.4.4 Limitante .......................................................................................................... 9

CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO ........................................................................... 10 2.1 Marco Contextual .................................................................................................. 10 2.2 Marco Conceptual ................................................................................................. 11 2.2.1 Como se originan los Hidrocarburos ............................................................. 11 2.2.2 La Roca Shale ................................................................................................ 13 2.2.3 ¿Cuál es la diferencia entre el gas convencional y no convencional?............ 16 2.2.4 Propiedades Petrofísicas de las Rocas............................................................ 19 2.2.4.1 Permeabilidad (K) ................................................................................... 19 2.2.4.2 Porosidad (Ø) (ɸ).................................................................................... 27 iii FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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2.2.4.3 Saturación (S) .......................................................................................... 32 2.2.4.4 Transmisibilidad...................................................................................... 33 2.2.5 Geometría de la Fractura ................................................................................ 34 2.2.5.1 Esfuerzos Locales.................................................................................... 35 2.2.5.2 Presión de Sobrecarga ............................................................................. 35 2.2.5.3 Presión de Poro ....................................................................................... 35 2.2.5.4 Relación de Poisson ................................................................................ 36 2.2.5.5 Modulo de Young ................................................................................... 37 2.2.5.6 Compresibilidad de la Roca .................................................................... 37 2.2.5.7 Dureza o Toughness ................................................................................ 39 2.2.6 Modelamiento de la fractura Hidráulica ........................................................ 40 2.2.6.1 Modelos en Dos Dimensiones (2D) ........................................................ 40 2.2.6.2 Modelos en Tres Dimensiones (3D) ....................................................... 41 2.3 Marco Legal .......................................................................................................... 44 2.3.1 Marco Legal Nacional .................................................................................... 44 2.3.2 Marco Legal Internacional ............................................................................. 46 2.3.2.1 Marco Legal Colombiano ....................................................................... 46 2.3.2.2 Marco Legal de la Unión Europea .......................................................... 48 2.3.2.3 Responsabilidad Social ........................................................................... 55

CAPÍTULO 3: FRACTURA HIDRÁULICA ............................................................. 59 3.1 Exploración ........................................................................................................... 61 3.2 El “Wellbore” ........................................................................................................ 63 iv FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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3.3 Equipos.................................................................................................................. 66 3.3.1 Estación de Control y Monitoreo SKU-10 ..................................................... 68 3.3.2 Unidad de Bombeo UN-2250 ........................................................................ 69 3.3.3 Mezcladora, Blender US-10 ........................................................................... 71 3.3.4 Cabezal de Fractura - BOP ............................................................................. 72 3.3.5 Manifolds de succión ..................................................................................... 73 3.3.6 Manifold incorporado al tanque de Fractura .................................................. 73 3.3.7 Manifolds de descarga ................................................................................... 73 3.3.8 Tanques de almacenaje de fluidos.................................................................. 74 3.3.9 Mangueras ...................................................................................................... 75 3.3.10 Packer ........................................................................................................... 76 3.4 Insumos ................................................................................................................. 77 3.4.1 Agua ............................................................................................................... 78 3.4.2 Arena .............................................................................................................. 83 3.4.3 Aditivos Químicos ......................................................................................... 93 3.5 Proceso de Estimulación Hidráulica ..................................................................... 95 3.5.1 Fractura Hidráulica Vertical-Horizontal ........................................................ 97 3.5.2 Implicaciones Ambientales ............................................................................ 99 3.6 Generalidades del fracturamiento hidráulico ...................................................... 100 3.6.1 Conductividad y Permeabilidad de la Fractura ............................................ 104 3.6.2 Determinación de la presión de Incrustamiento ........................................... 110 3.6.2.1 Factores que afectan conductividad de fractura .................................... 112 3.6.3 Coeficientes de Pérdida de Filtrado de fluidos ............................................ 122 v FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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3.6.4 Procedimientos Previos a la Operación........................................................ 129 3.6.5 Controles de Campo ..................................................................................... 130 3.7 Ventajas y Desventajas del Fracking .................................................................. 131 3.7.1 Ventajas ........................................................................................................ 132 3.7.2 Desventajas .................................................................................................. 133 3.8 Análisis del escenario Nacional y Mundial ......................................................... 137 3.8.1 Introducción ................................................................................................. 137 3.8.2 Escenario Mundial ....................................................................................... 138 3.8.3 Escenario Nacional....................................................................................... 142

CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................. 147 4.1 Conclusión .......................................................................................................... 147 4.2 Sugerencias ......................................................................................................... 148

CAPÍTULO 5 – BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS ........................................... 149 5.1 Bibliografía ......................................................................................................... 149

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Índice de Figuras

Figura 1: Hitos de la Estimulación Hidráulica .................................................................. 2 Figura 2: Pirámide representativa del incremento de costos de extracción ...................... 3 Figura 3: Tipos de Recursos No Convencionales para Hidrocarburos ............................. 3 Figura 4: Rango de permeabilidad de formaciones productoras ....................................... 6 Figura 5: Ubicación de Punta Arenas Con caraterización geologica .............................. 10 Figura 6: Depósitos en el fondo de una cuenca sedimentaria ......................................... 11 Figura 7: Diferentes tipos de lutita .................................................................................. 14 Figura 8: Esquema de geometria de yacimientos de gas convencional y no convencional ......................................................................................................................................... 18 Figura 9: Extractor Tipo Soxhlet .................................................................................... 21 Figura 10: Celda Tipo Fancher ....................................................................................... 23 Figura 11: Celda Tipo Hassler ........................................................................................ 23 Figura 12: Factores que influyen en la geometría de la fractura ..................................... 34 Figura 13: Relación de Poisson ....................................................................................... 36 Figura 14: Geometría de la Fractura en 2d...................................................................... 41 Figura 15: Modelo PKN en 3D ....................................................................................... 42 Figura 16: Modelo KGD en 3d ....................................................................................... 43 Figura 17: Sistema de Planificación Legal para la industria petrolera/minera ............... 49 Figura 18: Secuencia de aprobación Para Pozo No Convencional en UE ...................... 53 Figura 19: Topicos de Análisis para la industria Petrolera ............................................. 54 Figura 20: Modelo piramidal de las licencias sociales para operar ................................ 56 Figura 21: Diagrama de Fractura Hidraulica .................................................................. 59 Figura 22: Etapas de Explotación del Gas y Petróleo Esquisto ...................................... 60 Figura 23: Configuración del Pozo ................................................................................. 63 Figura 24: Configuración de Casing local (Chile) .......................................................... 65 Figura 25: Layout de una estación de Hidrofractura ....................................................... 67 Figura 26: SKU-10 Estación de Control y Monitoreo .................................................... 68 vii FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Figura 27: COmponentes del SKU-10 ............................................................................ 68 Figura 28: Unidad de Bombeo UN-2250 Y DIAGRAMA DE PERFORMANCE ........ 69 Figura 29: Equipo Interno de una unidad de Bombeo UN-2250 .................................... 70 Figura 30: Bombas de Fracturamiento para pozos profundos ........................................ 70 Figura 31: Blender US-10 ............................................................................................... 71 Figura 32: Cabezal de Fractura ....................................................................................... 72 Figura 33: manifold conectado al blender y uno de fabrica ............................................ 74 Figura 34: Tanques de fracturamiento hidraúlico y un tanque de Gel de 80m3.............. 74 Figura 35: Mangueras utilizadas para fractura ................................................................ 75 Figura 36: Packer de Baker Hughes ................................................................................ 76 Figura 37: Ciclo del Agua en el proceso de Fracturamiento Hidraulico......................... 78 Figura 38: Arena de Sílice de Grano Fino ...................................................................... 83 Figura 39: Fractura Hidraulica ........................................................................................ 95 Figura 40: Flujograma de la Estimulación Hidráulica .................................................... 96 Figura 41: Fracturamiento hidraulico vertical convencional y selectivo ........................ 98 Figura 42: Inyección de fluido en la etapa del Prepad .................................................. 101 Figura 43: Inyección del fluido de fractura en la etapa del Pad y propagación de las fracturas ......................................................................................................................... 101 Figura 44: Inyección y asentamiento de material propante .......................................... 102 Figura 45: RecuPeración del fluido de fractura (backflow) .......................................... 103 Figura 46: TipoS de monocapa y multicaPA ................................................................ 105 Figura 47: Penetrómetro para la determinación de incrustamiento .............................. 110 Figura 48: Presión de Cierre ......................................................................................... 113 Figura 49: Pozo estático en equilibrio de Presiones...................................................... 113 Figura 50: Efectos sobre el agente sosten en el fondo de la fractura y en el borde del pozo ............................................................................................................................... 114 Figura 51: Vehiculos con motores a gas de fabrica ...................................................... 132 Figura 52: Contaminación del Aire por operación deficiente de Fractura Hidraulica .. 133 viii FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Figura 53: Deterioro del Paisaje y del Terreno ............................................................. 134 Figura 54: Distribución Mundial de Reservas en Carbonatos ...................................... 139 Figura 55: Reservas de Petróleo a Nivel Mundial ........................................................ 139 Figura 56: Flujograma de perforación posterior a la perforación ................................ 146

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Índice de Gráficos

Gráfico 1:Permeabilidad Relativo tipico de un pozo de hidrocarburos .......................... 26 Gráfico 2: Variación de la conductividad con la concentración de agente de sostén ... 105 Gráfico 3: Conductividad de Fractura de arena 20/40 a distintas concentraciones ...... 108 Gráfico 4: Reservas probadas de Esquisto en EE.UU. (2007-2013)............................. 137 Gráfico 5: Producción de gas no convencional ............................................................. 140 Gráfico 6: Producción Energética Global del 2013 ...................................................... 141 Gráfico 7: Producción Energética de Chile (1972-2012).............................................. 143

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Índice de Ecuaciones

Ecuación 1: Ecuación de Darcy ...................................................................................... 19 Ecuación 2: Permeabilidad absoluta al aire, mD ............................................................ 22 Ecuación 3: Permeabilidad Promedio ............................................................................. 24 Ecuación 4: Permeabilidad medida con un líquido, equivalente a la permeabilidad absoluta ........................................................................................................................... 24 Ecuación 5: Permeabilidad relativa en el laboratorio ..................................................... 25 Ecuación 6: Ecuación de Porosidad ................................................................................ 28 Ecuación 7: Volumen Poroso en Yacimiento ................................................................. 30 Ecuación 8: Saturación de la fase X ................................................................................ 32 Ecuación 9: Medio Poroso Saturado por Petróleo, agua y gas ....................................... 32 Ecuación 10: Transmisibilidad........................................................................................ 33 Ecuación 11: Relación de Poisson .................................................................................. 36 Ecuación 12: Relación de Poisson en Laboratorio .......................................................... 37 Ecuación 13: Modulo de Young ..................................................................................... 37 Ecuación 14: Compresibilidad de la Matriz de Roca ...................................................... 38 Ecuación 15: Compresibilidad de los poros .................................................................... 38 Ecuación 16: Compresibilidad de un Yacimiento ........................................................... 39 Ecuación 17: Esfuerzo de Tensión de la Roca ................................................................ 39 Ecuación 18: Conductividad de Fractura Adimensional ............................................... 109 Ecuación 19: Presión de Empotramiento en PSI........................................................... 110 Ecuación 20: Presión de Confinamiento ....................................................................... 111 Ecuación 21: Presión de Cierre ..................................................................................... 113 Ecuación 22: Presión de Confinamiento ....................................................................... 115 Ecuación 23:Ley de Darcy a través de un medio poroso .............................................. 117 Ecuación 24: Descripción del flujo No-Darciano de Forchheimer ............................... 117 Ecuación 25: Factor Beta con Daño .............................................................................. 118 Ecuación 26: Conductividad de flujo no-Darciano ....................................................... 118 xi FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Ecuación 27: Factor Beta .............................................................................................. 119 Ecuación 28: Control de Pérdida por filtrado debido a la Viscosidad del Dluido de Fractura ......................................................................................................................... 123 Ecuación 29: Viscosidad de Filtrado............................................................................. 124 Ecuación 30: control de pérdida por filtrado debido a que el fluido de fractura tiene que desplazar el fluido existente en el reservorio ................................................................ 125 Ecuación 31: Control de la pérdida de Filtrado ............................................................ 127 Ecuación 32: Coeficiente total de perdida .................................................................... 127

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Índice de Tablas

Tabla 1: Tipos de Permeabilidades ................................................................................. 25 Tabla 2: Datos a considerar en la Porosidad ................................................................... 31 Tabla 3: Valores Promedios de compresibilidad ............................................................ 38 Tabla 4: Valores frecuentes de intensidad de esfuerzos críticos ..................................... 40 Tabla 5: Equipos usados por compañía Russian Fracturing Company ........................... 67 Tabla 6: Propiedades Físicas de las Arenas .................................................................... 87 Tabla 7: Propiedades Fisicas de la Bauxita Sinterizada .................................................. 88 Tabla 8: Propiedades Fisicas de los Agentes de Resistencia Intermedia ........................ 89 Tabla 9: Propiedades Fisicas de los Agentes livianos de Resistencia Intermedia .......... 90 Tabla 10: Propiedades Físicas de las Arenas Resinadas ................................................. 92 Tabla 11: TIpos de Aditivos para la fractura hidraulica ................................................. 94 Tabla 12: Valores de a y b, dependiendo del agente apuntalante ................................. 120 Tabla 13: Ventajas y Desventajas de la Fractura Hidraulica ........................................ 131 Tabla 14:Shale Play mas importantes a escala global ................................................... 138 Tabla 15: Pozos Fracturados en Chile el 2014 .............................................................. 145

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CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN

El inicio de la técnica Fractura Hidráulica o Estimulación Hidráulica se remonta al año 1860. Eran los primeros intentos para fracturar formaciones y mejorar la producción de naturaleza hidráulica. En 18901 se utilizó explosivos para generar un mayor flujo del reservorio al pozo, pero es hasta el Siglo XX cuando se empieza a desarrollar completamente. En la década de 1930, la acidificación se volvió una técnica aceptada para el desarrollo de un pozo y los especialistas de este método, observaron que por encima de cierta presión de ruptura (breakdown), la inyectividad podría incrementarse de acuerdo al estudio de Grebe & Stosser (Chilingarian, Mazzullo, & Rieke, 1996). Ello hace probable que muchos de estos tratamientos ácidos fueran en realidad fracturamiento ácidos, los cuales son efectivos en yacimientos carbonatados.

Este procedimiento, se conoce como Fractura Hidráulica, fracturación hidráulica o fracking por sus siglas en ingles. Nace en Estados Unidos en 1948 y se utiliza hoy en la industria de petróleo y gas. Se realiza comercialmente, por primera vez en 1949 y era un procedimiento solamente utilizado para yacimientos de hidrocarburos convencionales. En 1970 comenzó la investigación para aplicarla en yacimientos de baja porosidad y permeabilidad, se intensifico en 1980 con el primer reservorio No convencional en EEUU: Barnett Shale. A partir de 1995 se hizo viable económicamente, la técnica consiste en abrir fisuras artificialmente en la roca generadora, que se apuntala con arena, lo que permite liberar la carga de gas y petróleo. En el 2011 por decreto se publican los químicos utilizados en la fractura para ser de uso público en Estados Unidos.

1

Economides Michael J., Martin Tony, Modern Fracturing: Enhancing Natural Gas Production, Chapter

4: Hydraulic Fracture Design for Production Enhancement, 2007.

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FIGURA 1: HITOS DE LA ESTIMULACIÓN HIDRÁULICA

Fuente: Autor

La caracterización de los reservorios No convencionales ha tomado gran importancia en el mundo desde el año 2000 y en EEUU, con el éxito se incrementaron notablemente las reservas de hidrocarburos disponibles.

El reservorio no convencional, tiene baja porosidad y permeabilidad, son tecnológicamente más difíciles o más caros de producir que los reservorios convencionales. En la siguiente pirámide se representa el incremento de costos de extracción, así como su dificultad y necesidad de emplear mejor tecnología conforme se acerca a la base de la misma.

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FIGURA 2: PIRÁMIDE REPRESENTATIVA DEL INCREMENTO DE COSTOS DE EXTRACCIÓN Fuente: Repsol

A continuación se detalla un organigrama donde se especifican los ocho tipos de formaciones en las cuales podemos encontrar hidrocarburo No convencional.

FIGURA 3: TIPOS DE RECURSOS NO CONVENCIONALES PARA HIDROCARBUROS Fuente: Autor

Los recursos de gas no convencionales, de acuerdo a la figura se clasifican en: 3 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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

Gas en areniscas de baja permeabilidad (Tight gas): Este hidrocarburo se extrae en pozos horizontales o verticales con fractura donde la permeabilidad de la roca es menos de 1 md.



Gas en esquistos o pizarras (Shale Gas): se encuentra siempre laminado por muchas capas delgadas y se extrae en pozos verticales u horizontales con aplicación de fractura hidráulica.



Metano en capas de carbón (Coal Bed Methane): hidratos de metano (moléculas de metano atrapadas en compuestos helados de agua). No se espera los hidratos que contribuyan a la producción de gas en los próximos 20 años.

Los recursos de petróleo no convencionales se clasifican en: 

Heavy Oil: El Heavy oil por sus siglas en inglés o petróleo pesado, es un hidrocarburo de alta densidad que existe en la naturaleza en estado líquido, Para llevar a cabo su extracción desde la roca madre, se requiere de la técnica "OER (Recuperación asistida de Petróleo)" la cual involucra la inyección de vapor o polímeros para facilitar el flujo del hidrocarburo.



Oil Shale: Petróleo producido directamente de la roca madre (shale rica en materia orgánica) que se extrae en pozos horizontales con fractura.



Oil Sands o arenas bituminosas: Arenas impregnadas en bitumen, que es un hidrocarburo de muy alta densidad y viscosidad. Este bitumen en su estado natural no tiene la capacidad de fluir al pozo y su extracción es a través de minería a cielo abierto cuando las oil sands están muy someras. La otra opción de extracción es con la perforación de dos pozos horizontales, uno 10 metros por encima del otro. Se inyecta vapor en el pozo superior, con lo que el bitumen calentado fluye dentro del pozo inferior, desde el que se extrae.



Tight Oil: Petróleo proveniente de reservorios con baja porosidad y permeabilidad.

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Los Hidrocarburos No Convencionales, en la última década, se han convirtió en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos y además ha mantenido su idea original en el tiempo, mejorando los materiales y que se utilizan para esta operación. En este contexto, los avances en los softwares y hardware han hecho posible generar soluciones más rápidas y eficientes para los complejos algoritmos matemáticos que se encargan de una optimización in-situ han permitido realizar un diseño de pozo y fractura más realista y predecible en la operación, ayudando a comprender íntegramente la geometría del pozo y otros parámetros requeridos. El objeto de esta técnica es incrementar la conductividad del petróleo o gas y reducir o eliminar en su totalidad el daño en los pozos.

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1.1 Planteamiento del Problema

La industria del petróleo se encuentra atravesando cambios a nivel mundial, en cuanto a su exploración y explotación. La exigencia mundial es que deben ser ecológicas y sustentables, generando modificaciones o adaptaciones en sus marcos legales y ajustándose a estándares industriales que indican organismos tales como como la SPE2, API3 y la IOGP4. En este contexto, los avances tecnológicos en la técnica de la fractura hidráulica, aumenta la eficiencia y permite que países que la utilizan logren aumentar sus reservas de petróleo y gas, al explotar yacimientos de hidrocarburos No Convencionales, lo cual ha generado una variación sin precedentes en el precio del barril de petróleo. (Fox, 2010).

Una de las características, de esta técnica, es que lo más incide en la recuperación de petróleo, es la porosidad con la cual cuenta la roca extraída de sectores productivos, dado que su capacidad de almacenar fluido es un parámetro de importancia fundamental. Al respecto, la porosidad se define como la fracción del volumen total de la roca no ocupada por sustancia sólida. En la siguiente figura se explican los rangos existentes de permeabilidad para la definición de convencional o no.

FIGURA 4: RANGO DE PERMEABILIDAD DE FORMACIONES PRODUCTORAS Fuente: (King G. , 2012)

2

SPE: The Society of Petroleum Engineers (Sociedad de Ingenieros Petroleros)

3

API: American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo)

4

IOGP: The International Association of Oil & Gas Producers (La Asociación Internacional de

Productores de Petróleo & Gas)

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1.2 Justificación de la Investigación

Debido a la condición de productor de hidrocarburos en Chile y la situación actual de los reservorios (depletados), se requiere la aplicación de fracturamiento hidráulico en los pozos nuevos. Sin embargo, nos encontramos en una posición desfavorable, ya que no existe material de consulta relacionada a esta técnica en nuestro país. De esta manera la investigación procura ser un aporte a la gestión del conocimiento con un documento de consulta para la industria del petróleo en nuestro país.

En Chile, las faenas petroleras dependen del Ministerio de Energía y están reguladas por el Código Minero, controlado por SERNAGEOMIN que depende del Ministerio de Minería. Desde el año 2012, se comenzó la búsqueda del gas No convencional en nuestro país, específicamente en la Región de Magallanes. La técnica es desarrollada por empresas extranjeras y es adquirida por la empresa estatal ENAP, mediante la compra de Servicios Complementarios para operaciones de Fractura.

En este contexto, el desarrollo de esta Tesis pretende generar un documento inédito en Chile, que informe y explique la tecnología utilizada en la Estimulación Hidráulica (Fractura de Pozos), para yacimientos no convencionales de hidrocarburos. Al respecto en nuestro país, no existen Trabajos de autores Chilenos publicados que traten o expliquen esta técnica en los hidrocarburos, solo existe una técnica similar en minería para el pre-acondicionamiento parcial en macizos rocosos, por lo cual este trabajo puede ser una herramienta de apoyo para consultas y toma de decisiones.

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1.3 Metodología de Trabajo 1.3.1 Recopilación de Antecedentes 

Análisis de material bibliográfico y lectura de diversas publicaciones, revistas especializadas y proyectos de investigación.



Publicaciones Científicas de las compañías petroleras tales como Baker Hughes, BJ, Schlumberger y Weatherford.



Comunicación personal e interacción con personal de Enap.

1.3.2 Metodología de Trabajo 

Documentación de antecedentes generales sobre el fracturamiento hidráulico.



Análisis descriptivo del fracturamiento hidráulico en pozos petroleros no convencionales.



Documentación de criterios medio ambientales y parámetros propios para poder operar esta técnica.



Definición de datos de entrada, criterios, parámetros esenciales (presión, temperatura y permeabilidad) y supuestos para generar una fractura.



Análisis de resultados.



Conclusiones y recomendaciones preliminares.

1.3.3 Creación del informe final 

Redacción y confección de informe escrito preliminar.



Revisión y comentarios del informe preliminar.



Emisión del informe final.

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1.4 Objetivos 1.4.1 Objetivo General  Describir la técnica de fractura hidráulica en hidrocarburos no convencionales, identificando las variables propias del proceso.

1.4.2 Objetivos Específicos  Identificar los conceptos básicos de los hidrocarburos de baja porosidad y permeabilidad. 

Reconocer las propiedades petrofísicas de los yacimientos petrolíferos para el estudio de estimulación hidráulica.



Analizar el Marco Legal Nacional y Mundial vigente en la industria petrolera actual enfocado en la fractura hidráulica en hidrocarburos no convencionales.



Recomendar el uso de pruebas estándares de pozos e indicadores en pos de generar una fractura hidráulica exitosa.

1.4.3 Alcance  Describir el proceso de la fractura hidráulica apuntalada, analizando los tipos de arena y químicos que se emplean. 

La investigación se desarrolla a nivel de perfil básico con costos generales del proceso.

1.4.4 Limitante  Confidencialidad de los datos registrados en la operación y hermetismo en la industria de metodología implementada para los procesos de estimulación hidráulica.

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CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO 2.1 Marco Contextual

El presente trabajo de investigación se llevó a cabo desde la ciudad de Punta Arenas – Chile, en donde se realizó una investigación documental, técnica basada en la observación documental, que consiste en la recopilación y análisis de la información.

FIGURA 5: UBICACIÓN DE PUNTA ARENAS CON CARATERIZACIÓN GEOLOGICA Fuente: Autor

Se acudirá a la información teórica disponible al respecto tanto en textos de estudios, como en informes publicados y así explicar la técnica de estimulación de “Fractura Hidráulica” la cual se empezó a emplear desde el año 2013 por la empresa nacional del Petróleo “Enap” en Chile para yacimientos no convencionales.

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2.2 Marco Conceptual 2.2.1 Como se originan los Hidrocarburos

Los recursos naturales como el gas, petróleo y carbón, son combustibles fósiles. Los cuales se formaron hace millones de años atrás a partir de plantas marinas y animales. Durante su vida estas plantas y animales microscópicos absorbieron energía desde el sol, que se almacenaron como moléculas de carbón en sus cuerpos. Cuando el material orgánico murió, se fue depositando en el fondo del mar y con el tiempo capa tras capa de sedimentos, esta materia orgánica se acumuló.

FIGURA 6: DEPÓSITOS EN EL FONDO DE UNA CUENCA SEDIMENTARIA Fuente: (López Anadón, Casalotti, Masarik, & Halperín, 2013)

La acumulación de calor y de presión dentro de estos depósitos se tradujo en la compactación de los sedimentos y la formación del esquisto (shale). El mismo calor y presión también quiebra los enlaces de carbono de la materia orgánica atrapada en el sedimento y cuando la temperatura excede los 120° (250°F), se 11 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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podría decir que se está creando el petróleo y gas. Se necesita de millones y millones de años para que la roca de origen sea sepultado lo suficientemente profundo para alcanzar las temperaturas de maduración y así poder generar volúmenes significativos de petróleo y gas natural; La formación a través de este proceso se conoce como petróleo y gas termogénico.

A temperaturas más bajas se produce más petróleo en relación con el gas natural, mientras que a temperaturas más altas, a mayor profundidad en los perfiles de roca, se generan cantidades mayores de gas natural, en lugar de petróleo. Como tal, el gas natural se asocia con los depósitos de petróleo que están 1 a 2 millas por debajo de la corteza terrestre. Dentro de los depósitos más profundos, por lo general contienen principalmente gas natural, y en muchos casos, metano puro. Este es el tipo de gas natural que más comúnmente utilizamos.

El gas Natural también se puede formar a través de la transformación de la materia orgánica por pequeños microorganismos - metanógenos que descomponen la materia orgánica para producir metano. Estos microorganismos se encuentran comúnmente en áreas cercanas a la superficie de la tierra en ambientes carentes de oxígeno, con el metano producido de esta manera se le denomina “Metano Biogénico”. El metano producido de esta manera por lo general se pierde en la atmósfera, pero en ciertas circunstancias puede ser atrapada bajo tierra y ser recuperable como gas natural. Un ejemplo de metano biogénico es el "gas vertedero". Vertederos que contienen residuos, pueden llegar a producir una cantidad relativamente grande de gas contenida en materiales desechados. Las nuevas tecnologías están permitiendo que este gas se recolecte y pueda ser añadido a la oferta de suministro de gas natural.

Una tercera forma en que se pueden formar metano o gas natural, es a través de procesos abiogénicos. Esto ocurre en la profundidad de la corteza terrestre de la tierra, 12 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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en donde los gases ricos en moléculas de hidrogeno y carbón se encuentran. Como estos gases aumentan gradualmente hacia la superficie de la tierra, ellos pueden interactuar con minerales que también existen bajo tierra y esta interacción puede resultar en una reacción que origina elementos y compuestos que se encuentran en la atmosfera (incluyendo nitrógeno, oxígeno, dióxido de carbono, argón y agua). Si estos gases están bajo una presión muy alta a medida que avanzan hacia la superficie de la tierra, ellos son más propensos a formar depósitos de metano, similar al metano termogénico.

2.2.2 La Roca Shale El Shale Gas o Shale Oil es una fuente de combustible fósil no convencional, esto quiere decir que los operaciones y técnicas requeridas para extraer el hidrocarburo, van más allá de los métodos convencionales como era la tradicional perforación directa, ahora se busca la perforación direccional con un fracturamiento hidráulico multi-pod o multipozo para aprovechar la perforación base. El Esquisto es la roca sedimentaria más abundante y se distribuye por todas las cuencas

sedimentarias

del

mundo,

los

geólogos

estiman

que

representa

aproximadamente el 50% de todas las rocas sedimentarias de la Tierra. Si el esquisto está expuesto al calor extremo y presión, este puede cambiar y se convierte en pizarra. La pizarra es una roca sedimentaria de grano fino que se forma a partir de la compactación de partículas extremadamente finas que son por lo general menor a 0.004 mm de tamaño. Por lo general se depositan en el agua en movimiento muy lento y, a menudo se encuentran en los lagos, deltas de ríos y llanuras de inundación, así como también se encuentran en off shore o costa fuera en profundidades relativas. Por lo cual, el esquisto es básicamente lodo compactado y cae en una categoría de roca sedimentaria conocida como lutita (mudstone).

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Pero, el esquisto se distingue de otras lutitas porque se lamina tanto, lo que significa que la roca es formada por muchas capas delgadas y genera la propiedad que esta se pueda dividir fácilmente en piezas delgadas a lo largo de la laminación. Esto porque el esquisto se compone de partículas tan pequeñas que los espacios porosos entre ellos también son muy pequeños y esto impide el movimiento de los fluidos a través de la roca. Como todo esquisto, se caracteriza por poseer una permeabilidad muy baja como se muestra en la siguiente figura con 3 tipos de lutitas.

(a)

(b)

(c)

FIGURA 7: DIFERENTES TIPOS DE LUTITA Fuente: (Rajiv, 2012)

En donde: (a); Lutita de granos finos intercalados con granos más grandes de limolita. (b)(c); Lutitas fracturadas, generando vías naturales para el flujo de los hidrocarburos.

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La cantidad de espacio poroso que existen dentro de las lutitas tiene un rango de entre 2 a 10%, permitiendo que se almacene una gran cantidad de gas natural dentro de la roca, lo que se traduce en producción que 1 [m3] de gas en la formación sean 200 [m3] en superficie. El color del esquisto está determinado por la presencia de materiales o componentes específicos en la formación de la roca. El esquisto rojo, por ejemplo, indica que los sedimentos estuvieron depositados en un ambiente rico en oxígeno y ellos generalmente contienen partículas de óxido de hierro o hidróxido de hierro como la hematita, o goethita.

Por el contrario, los esquistos negros o de un color gris oscuros, generalmente son formados en ambientes carentes de oxígeno y el color es casi siempre nos indica que la materia orgánica está presente en la roca. En general, cuanto mayor sea el contenido orgánico del esquisto, más oscuro es el color del mismo. El esquisto tiene muchos usos y la mayoría de nosotros entra en contacto con un producto a base de esquisto en nuestras vidas cotidianas.

Por ejemplo, el esquisto se utiliza a menudo para hacer ladrillos, tejas y cemento. Hoy en día la mayoría de los artículos que antes se producían a partir de arcilla natural, tales como macetas de terracota, han sido sustituidos por elementos casi idénticos hechos de arcilla manufacturada pero mezclada finamente con esquisto molido con agua, básicamente revertiendo el proceso de formación.

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2.2.3 ¿Cuál es la diferencia entre el gas convencional y no convencional? El hidrocarburo convencional y no convencional son la mismo, ya que la materia prima es químicamente igual ambos condiciones, tanto para el petróleo o el gas. En lo que difieren es en las características geológicas de la roca en las cuales se encuentra, denominada como roca de reservorio o roca madre. La Agencia Internacional de la Energía5 define el gas no convencional como el “gas que es tecnológicamente más difícil o más caro de producir que el gas convencional”. Aunque se podría pensar que en el reservorio como un cuerpo continuo o una piscina de fluido (en el caso del gas) este no es el caso de en un depósito de gas que se compone de pequeñas cantidades de gas atrapadas con los espacios entre los grano finos que componen la roca del yacimiento con las características del yacimiento por su porosidad y permeabilidad en las partículas más grandes.

Sobre la porosidad, podemos mencionar que es el espacio vacío entre los granos, y por lo tanto representa la capacidad de la roca para contener fluido o gas. Se define como el porcentaje del volumen de una roca que es el espacio vacío, mientras mayor sea la porosidad de una roca, más grande es el volumen de fluido o gas que puede contener. Un factor importante en términos de porosidad de la roca, es si está bien ordenada o no. En general una roca bien ordenada, donde las partículas que componen la roca son todas de un tamaño similar, tiene una porosidad mayor que esas rocas constituidas por una gama de tamaños de partículas. Esto es porque las partículas más pequeñas se llenan de huecos entre las partículas más grandes.

En cambio, no es solo la porosidad de una roca lo que importa solamente, ya que los pros deben estar conectados para permitir que los fluidos o gas fluyan. Esto se conoce como la permeabilidad de la roca. Permeabilidad, es una de las características por los 5

IEA: The International Energy Agency

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cuales los yacimientos de gas convencionales pueden distinguirse de yacimientos no convencionales. La permeabilidad de una roca se mide en una unidad a la cual nos referiremos como "Darcy".

Por ejemplo, un depósito de gas convencional tendrá una permeabilidad de 1 Darcy o más. En un depósito de gas Tight o gas apretado, donde los sedimentos tienen una permeabilidad compactada puede reducirse a solo unos pocos micro-darcys o 0.001 Darcy. La permeabilidad en el shale gas o gas esquisto, es aún más baja y puede ser un poco como una milésima de la permeabilidad de una formación de Tight Gas o 0.000001 Darcy.

Así que los recursos de gas convencionales producen como acumulaciones discretas en trampas estructurales o estratigráficas que, o bien están asociadas con yacimientos de petróleo o campos de gas no asociado aislados.

En un pozo convencional, de alta porosidad y la permeabilidad de la roca del yacimiento significa que el gas natural puede moverse. Desarrollo de un depósito de gas natural convencional ha significado simplemente la perforación de un pozo a través de la roca sello y en el depósito antes de bombear el gas natural fuera, debido a la relativa facilidad que posee el gas para moverse. Debido a esto los depósitos convencionales de gas natural han sido históricamente más fáciles y más baratos de extraer.

17 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 8: ESQUEMA DE GEOMETRIA DE YACIMIENTOS DE GAS CONVENCIONAL Y NO CONVENCIONAL Fuente: U.S. Energy Information Administration

La evolución en el campo del gas convencional y la preocupación por la disminución de la producción ha llevado a una mayor inversión en la exploración y explotación de los recursos de gas no convencionales. Mediante la combinación de nuevas tecnologías de perforación, especialmente la perforación horizontal, con la fracturación hidráulica ha sido posible aprovechar grandes volúmenes de gas natural dentro de las camas de esquisto profundamente arraigadas que previamente habían sido considerados irrecuperables. El resultado ha sido un aumento significativo en las estimaciones de las reservas de gas natural con algunas estimaciones sugieren que el gas no convencional puede ser tan, o incluso más abundante, y con una distribución geográfica mucho más amplia que las fuentes convencionales de gas.

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2.2.4 Propiedades Petrofísicas de las Rocas 2.2.4.1 Permeabilidad (K)

Se ha decidido llamar Permeabilidad a la medida de la capacidad de un medio poroso para permitir la conducción de fluidos en la roca.

La medida de la permeabilidad entonces es la medida de la conductividad de un material. Análogamente con los conductores eléctricos, la permeabilidad representa la recíproca de la resistencia que el medio poroso ofrece al flujo. Se puede definir:

Permeabilidad Efectiva: Permeabilidad de un fluido en un sistema poroso cuando ese fluido sólo ocupa una fracción del volumen total. Permeabilidad Absoluta: como la permeabilidad de un fluido en un sistema poroso cuando ese fluido satura 100% del volumen total. Permeabilidad Relativa: como la permeabilidad de un fluido en un sistema poroso a la relación entre permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta.

Varios gases se utilizan para la medición de la permeabilidad. Se podrían usar líquidos, sin embargo no es considerada una medición de rutina por los efectos que traen apareja la interacción líquido/roca. La medida de la permeabilidad puede ser estandarizada utilizando como gas aire seco.

La idea de permeabilidad fue introducida por Henry Darcy, quien investigó el flujo de agua a través de filtros de arena, realizó varias pruebas hasta concluir con la ecuación:

ECUACIÓN 1: ECUACIÓN DE DARCY

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Donde: :

Caudal [cm3/seg]

:

Viscosidad [cps]

:

Longitud del Tubo [cm]

:

Area [cm2]

:

Diferencia de Presión [atm]

Estas pruebas se realizaron en empaques de arena saturadas 100% con agua de viscosidad unitaria. La permeabilidad es una propiedad anisotrópica de una roca porosa en una región definida del sistema, es decir es direccional. Esto quiere decir que una permeabilidad K de una roca, de largo L2, no es la misma para otro muestra de dimensiones diferentes, o de distinta orientación. En general la orientación de mayor interés suele ser aquella paralela a los planos de estratificación, es decir la permeabilidad horizontal.

La vertical es de considerable interés en conexión con movimientos tales como: segregación de gas, inyección de gas, de agua, etc. Es también de valores más bajos que la horizontal. Rutinariamente los análisis de Laboratorio se preocupan por obtener muestras de testigos que son cortadas perpendiculares al eje longitudinal de la corona.

La ley de Darcy es una ley empírica desarrollada para el flujo de un fluido que satura completamente la roca y que es completamente homogéneo. Ha sido validado por la industria petrolera bajo el cumplimiento de ciertas condiciones: 1. El sistema es monofásico y homogéneo. 2. Flujo Laminar.

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Medición de la Permeabilidad en Laboratorio (absoluta): El método más usado para estas determinaciones es la utilización de un testigo cilíndrico limpio y seco. Para su limpieza o lavado se usa un extractor de tipo Soxhlet.

FIGURA 9: EXTRACTOR TIPO SOXHLET Fuente: (Arias, 2014)

La muestra cortada, limpia y seca, es colocada en un contenedor apropiado en el permeabilímetro, de modo que cualquier canalización de aire alrededor de los lados de la muestra sea eliminada. Como cualquier fluido que tuviera el testigo ha sido removido, la muestra estará 100 % saturada con el gas del ensayo. Normalmente se usa aire, N2 o He (gas seco), para minimizar la reacción del fluido con el medio.

21 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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El aire seco es pasado a través de la corona, el caudal del fluido está determinado por la diferencia de presión y se mide a través de un orificio calibrado u otro dispositivo adecuado. La presión diferencial a lo largo de la muestra puede ser ajustada para dar caudales apropiados o convenientes. La presión de entrada de aire y el caudal de fluido deben ser registradas. De estas mediciones y con las dimensiones de la muestra, la permeabilidad absoluta al aire seco se puede calcular con la siguiente fórmula:

ECUACIÓN 2: PERMEABILIDAD ABSOLUTA AL AIRE, MD

Donde: K

: Permeabilidad absoluta al aire, mD

Q

: Caudal, cm3 / seg



: Viscosidad del gas en condiciones de ensayo, cps

L

: Longitud del testigo, cm

Po

: Presión atmosférica, atm

P1

: Presión a la entrada, atm

P2

: Presión a la salida, atm (será de 1 atm)

A

: Área de sección transversal, cm2

Hay dos tipos principales de contenedores que nos permiten confinar las muestras, en general para testigos convencionales:

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FIGURA 10: CELDA TIPO FANCHER

FIGURA 11: CELDA TIPO HASSLER

Para bajas presiones, la K medida es mayor que la real, y es necesaria una corrección. Se conoce como el Efecto Klinkenberg, o corrección por Efecto Klinkenberg para escurrimiento o deslizamiento de gas, al fenómeno que ocurre cuando el gas fluye por tubos capilares.

Se define como el deslizamiento que ocurre cuando el diámetro de la abertura capilar es similar al paso medio libre de las moléculas de gas. La permeabilidad de un medio poroso al gas es una función de aquellos factores que controlan el camino libre medio de las moléculas, tales como la temperatura, la presión y la naturaleza del gas.

Como el paso medio libre del gas es una función del tamaño molecular y de la energía cinética del gas, por lo tanto, el Efecto Klinkenberg es una función del gas que se use para la determinación de la permeabilidad del gas. El resbalamiento será máximo cuando el camino libre medio sea máximo, consecuentemente la pérdida será superior en tales condiciones, por lo que la permeabilidad será máxima a presiones bajas y mínima a presiones altas de flujo. 23 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Requiere realizar varias mediciones de K a diferentes presiones. La permeabilidad promedio puede calcularse como:

ECUACIÓN 3: PERMEABILIDAD PROMEDIO

Y la K calculada se grafica en función de 1/ Kp, la K real se extrapola tomando 1/Kp= 0 (presión media infinita). Según Klinkenberg la relación entre la Kg y la KL es:

ECUACIÓN 4: PERMEABILIDAD MEDIDA CON UN LÍQUIDO, EQUIVALENTE A LA PERMEABILIDAD ABSOLUTA

Donde “Pm” es la presión a la que fluye el gas, “Kg” es la permeabilidad medida con un gas a la presión promedio Pm y “b” la constante de Klinkenberg para un gas y un medio poroso dado, depende del tamaño de los poros y en síntesis es inversamente proporcional al radio de los capilares.

Esta K real o KL es equivalente a la K que se obtendría por el flujo con la corona saturada 100 % con un líquido no reactivo. En general existirá mayor efecto de escurrimiento si el peso molecular del gas usado es menor. Klinkenberg y otros determinaron que la K de un medio poroso a un líquido homogéneo de una sola fase no-reactivo es igual a la K equivalente al líquido. Para K cercanas a 1 Darcy no es necesaria la corrección, pero sí si ésta es en el orden de 0.6 mD.

24 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Medición de la Permeabilidad en Laboratorio (relativa):

Se lleva a cabo en el laboratorio en un diseño de equipo especial donde se simula el fluir de un reservorio con un líquido no miscible. La determinación se basa en la observación del flujo fraccional de desplazamiento de una fase fluida. Se utiliza luego Darcy y la K absoluta para determinar la K efectiva.

ECUACIÓN 5: PERMEABILIDAD RELATIVA EN EL LABORATORIO

Donde:

KR

: Permeabilidad Relativa en Laboratorio

KE

: Permeabilidad Eficaz

KA

: Permeabilidad Absoluta

Por lo Cual, ante lo expuesto se puede resumir la Permeabilidad en la siguiente Tabla: PERMEABILIDAD

EVALUACION DE PERMEABILIDAD

1. ABSOLUTA

Regular 1 - 10 mD

2. EFECTIVA

Buena 10 - 100 mD

3. RELATIVA

Medición de Permeabilidad en Laboratorio (absoluta) Al Gas

Al Líquido

Medición de Permeabilidad en Laboratorio (Relativa)

Muy Buena 100- 1000 mD

TABLA 1: TIPOS DE PERMEABILIDADES Fuente: Autor

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Un gráfico de permeabilidad relativa típica se parecería:

GRÁFICO 1:PERMEABILIDAD RELATIVO TIPICO DE UN POZO DE HIDROCARBUROS

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2.2.4.2 Porosidad (Ø) (ɸ) Se simboliza “Ø” o “” y se define muy generalmente como la capacidad que tiene una roca para absorber y contener fluidos en su interior. Es la relación entre el Volumen Poral y el Aparente (o Total), es una propiedad intrínseca del material. Es decir que indica el volumen, en porcentaje, de espacio intersticial disponible para contener fluidos.

Los resultados de medida de la porosidad por cualquier método usado actualmente no dan un resultado que corresponda exactamente a las condiciones in situ debido a: a) Una posible relajación de la muestra por la liberación de presiones y fluidos al salir a la superficie. b) Las acciones mecánicas e hidráulicas en los procesos de corte. Varias herramientas son usadas para la medición de porosidad con métodos eléctricos, densidad, nucleares, sónicos, etc. en torno del pozo perforado.

En Rocas de Moderada a Alta Porosidad el error introducido en los valores de porosidad por cualquier método usado, la relajación o acción mecánica o hidráulica, no es de importancia ya que imprime sólo un pequeño efecto sobre los porcentajes de volúmenes de la roca reservorio. En las rocas de baja porosidad un pequeño error tiene un apreciable efecto sobre el cálculo de volumen poral.

En laboratorio usualmente se miden dos porosidades: la efectiva y la total. La efectiva es la que se mide entre los espacios interconectados. La Total se considera a los poros conectados y no conectados.

En una formación de moderada a alta porosidad tiene poca significación la deferencia entre porosidad efectiva y total, en rocas de mucha porosidad la interconexión es muy buena. En rocas de baja porosidad, sin embargo, es apreciable y significativa la 27 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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diferencia que se observa en los resultados debidos a la restringida interconexión de los poros.

La medida de la porosidad de muestras conteniendo arcilla intergranular está sujeta a apreciable error, éste puede deberse a una disminución o contracción de las arcillas durante el análisis, o cambios químicos o pérdida de partículas durante el proceso de corte.

Este método suele aplicarse a formaciones heterogéneas en su estructura poral o litología, como oquedades, carbonatos fracturados, arenas laminadas y esquistos. Un ejemplo clásico de la importancia de la porosidad es analizar que un acre-pie de yacimiento con 10% de porosidad puede contener 775.8 bbl de petróleo, mientras que el mismo volumen de formación con 30% de porosidad podría almacenar 2327.5 bbl. De petróleo, sin embargo cabe mencionar que para Ingeniería de Reservorio, sólo la porosidad interconectada es de interés. 

⁄ ⁄ 

⁄

⁄

ECUACIÓN 6: ECUACIÓN DE POROSIDAD

Donde: Vp

:

Volumen poral

Vt (aparente)

:

Volumen Total

Vs

:

Volumen Sólido

 efectiva

:

poros interconectados

 absoluta

:

p. interc. y no conectados

 aislada

:

p. aislados, no conectados 28

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Se define la Porosidad Efectiva como la relación entre los espacios porales interconectados en la roca y el Volumen Bulk6 de la misma. Porosidad Total es la relación entre el espacio Poral Total de la roca y el Volumen Bulk de ella.

En cambio, los volúmenes porales (VP) en las rocas reservorio son frecuentemente los espacios intergranulares entre las partículas sedimentarias. Para arreglos regulares de esferas uniformes, la proporción de VP puede ser calculada teóricamente, pero no es lo que se hace normalmente.

Este espacio poral es muy pequeño en escala, posiblemente del orden de las décimas de micrón. Los procesos que siguen a la sedimentación - cementación, recristalización, intemperismo, fracturación - pueden alterar sustancialmente la proporción y distribución de estos espacios. Desde el punto de vista de su formación (origen), se puede clasificar en:

Porosidad Primaria (P.P.): Los poros se originaron al mismo tiempo en el que sedimentó la roca. La mayoría de las areniscas tienen P.P. En las calizas es importante la P.P. Debido a que la misma permite que el agua artesiana penetre en la caliza y comience su trabajo de disolución de la roca.

Porosidad Secundaria (P.S.): Se genera como resultante de fenómenos posteriores a la cementación de la roca (esfuerzos del terreno o la acción disolvente de las aguas subterráneas).

6

Volumen Bulk se define como el volumen aparente del material, es decir el volumen de una muestra de

material seca sin eliminar el aire entrampado. La Densidad Bulk de un material es la densidad del mismo seco, sin eliminar el aire entrampado, por unidad de volumen

29 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Un porcentaje importante de calizas y dolomitas deben su porosidad a su origen secundario. La P.S. de las capas de calizas se produce como resultado de la fracturación, diaclasamiento por disolución, recristalización o de una combinación de uno o más de estos procesos.

Volumen Poroso en Yacimiento: Conocida la porosidad y el volumen total (área y espesor) de un yacimiento, su volumen poroso se calcula: 

⁄

ECUACIÓN 7: VOLUMEN POROSO EN YACIMIENTO

Mediante esta ecuación podemos calcular la capacidad de almacenamiento de una roca porosa en barriles.

Medición de la Porosidad en Laboratorio:

Han sido desarrollados numerosos métodos para la determinación de la porosidad. La mayoría de ellos se pensaron para usarse en pequeñas muestras. En Laboratorio la medición de la porosidad envuelve la medición de dos de los tres parámetros fundamentales: densidad bulk, volumen poral y vol. de granos. Todas las determinaciones de volumen bulk son, en general, aplicables a la determinación de la porosidad efectiva y total. El “Volumen Bulk”, Si bien puede ser calculado a partir de las dimensiones de una muestra uniforme, la forma en la que se lo determina es a partir del desplazamiento que produce la muestra a un determinado volumen de fluido. Se prefiere usar éste ya que también sirve en el caso que la muestra tenga formas irregulares.

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Se podría hacer por Métodos volumétricos y gravimétricos. En cualquiera de ellos debe evitarse que el fluido a usar penetre en los poros de la roca invalidando la medición. Esto se obtiene (1) cubriendo la roca con parafina o sustancia similar, (2) saturando la roca con el fluido en el que se la va a sumergir, o (3) usando mercurio, que por la virtud de su elevada tensión superficial y características mojantes no tiende a entrar a los pequeños poros.

Las determinaciones gravimétricas pueden realizarse observando la pérdida de peso de la muestra cuando se la sumerge en un fluido o por diferencia de peso de un picnómetro lleno con mercurio y cuando está lleno con mercurio y la muestra.

La determinación del volumen bulk volumétricamente utiliza una gran variedad de picnómetros especialmente construidos o equipamiento para determinación de volumen. Por lo Cual, ante lo expuesto se puede resumir la porosidad como:

Porosidad 1.ABSOLUTA 2.EFECTIVA 3.AISLADA

Tipo -Porosidad Primaria -Porosidad Secundaria

Evaluación Porcentual Descartable 0 -5 % Pobre 5-10 % Regular 10-15 % Buena 15-20 % Muy Buena Superior a 25 %

Formula 

⁄

TABLA 2: DATOS A CONSIDERAR EN LA POROSIDAD Fuente: Autor

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2.2.4.3 Saturación (S)

Dada a las características propias de los fluidos y de la roca reservorio es normal encontrar que una parte del espacio poral se encuentre ocupado por agua y otra por hidrocarburos; a las cantidades de agua, petróleo y/o gas que se presentan en el espacio poral se denomina como saturación de fluidos y se expresa también en porcentaje, Se define matemáticamente de la siguiente manera:

ECUACIÓN 8: SATURACIÓN DE LA FASE X

Donde: :

Saturación de la fase X

:

Volumen que ocupa la fase X

:

Volumen poroso total de la roca

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:

ECUACIÓN 9: MEDIO POROSO SATURADO POR PETRÓLEO, AGUA Y GAS

Donde: :

Saturación de Petróleo

:

Saturación de Agua

:

Saturación de Gas

32 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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2.2.4.4 Transmisibilidad La Transmisibilidad, es un concepto que hace mención a la “facilidad que posee el medio poroso para transmitir fluidos”, por lo tanto, además nos indicará la capacidad de flujo. También es considerada como la disposición con que fluye el fluido en el medio poroso y es proporcional a la permeabilidad y al espesor del yacimiento e inversamente proporcional a la viscosidad. La ecuación que rige la transmisibilidad es:

ECUACIÓN 10: TRANSMISIBILIDAD

Donde: K

: Permeabilidad, md

h

: Espesor, ft

µ

: Viscosidad, cp

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2.2.5 Geometría de la Fractura La geometría de la fractura depende directamente del comportamiento de la roca, se analizara en este punto los 7 factores más relevantes a la hora de analizar un futuro pozo estimulado hidráulicamente mediamente una fractura:

Esfuerzos Locales (In situ Stresses)

Geometría de la Fractura

Presión de Sobrecarga

Normal

Presión de Poro

Anormal

Relación de Poisson

Subnormal

Modulo de Young Compresibilidad de la Roca Toughness

FIGURA 12: FACTORES QUE INFLUYEN EN LA GEOMETRÍA DE LA FRACTURA

El cálculo de la geometría de fractura es simplemente una aproximación, debido a que se estima que el material es isotrópico, homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un modelo ideal.

34 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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2.2.5.1 Esfuerzos Locales Los “In situ Stresses” o Esfuerzos locales se analizan con pruebas de resistencia de la formación en el pozo, las cuales son: 

Prueba de Fuga (LOT): Consiste en bombear fluido a una baja velocidad y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual muestra la presión de ruptura de la formación formulada en densidad de fluido equivalente, [lbs/gal.]



Prueba de integridad de la formación (FIT): Por sus siglas en inglés “Formation Integrity Test”, consiste en presurizar la columna de fluido hasta un límite planificado, el cual indicará una presión hidrostática de fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no tendrá fuga hacia la formación y no la quebrara.

2.2.5.2 Presión de Sobrecarga

Este concepto hace mención a la presión que se ejerce por el peso total de las formaciones sobrepuestas por encima del punto de interés, lo que se define en función de los fluidos congénitos, porosidad y la densidad total de las rocas.

2.2.5.3 Presión de Poro

Las fuerzas que actúan sobre los fluidos en los espacios porosos de la roca, esta presión también se relacionan con la salinidad del fluido y se subdivide en 3 clases:

 

Presión Anormal de Poros > 0,465 psi/ft Presión Normal de Poros = 0,465 psi/ft 35 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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

Presión Subnormal de poros > 0,465 psi/ft

2.2.5.4 Relación de Poisson

Constante de elasticidad definida por la razón entre la expansión lateral de un cuerpo a la compresión longitudinal por ello es adimensional.

FIGURA 13: RELACIÓN DE POISSON

ECUACIÓN 11: RELACIÓN DE POISSON

Donde: :

Relación de Poisson

:

Deformación unitaria radial,

⁄

:

Deformación unitaria axial,

⁄

:

Velocidad de onda compresional ft/µseg

:

Velocidad de corte, ft/µseg

[mm/mm] [mm/mm]

36 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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En laboratorio la relación de Poisson es calculada a partir de tiempos de corte y compresionales y/o de las velocidades según:

ECUACIÓN 12: RELACIÓN DE POISSON EN LABORATORIO

2.2.5.5 Modulo de Young

Es un parámetro que caracteriza el comportamiento de un material elástico que indica cuanto se deforma, en otras palabras es la relación entre el esfuerzo a la deformación causado por una fuerza uniaxial y se mide en (psi*E06).

ECUACIÓN 13: MODULO DE YOUNG

Donde: :

Esfuerzo

:

Fuerza

:

Área

2.2.5.6 Compresibilidad de la Roca

Se explicara brevemente, ya que se detalla sobre este concepto en los tipos de arena en la fractura hidráulica:

37 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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 Compresibilidad de la matriz de roca, Cr: Cambio fraccional en el volumen del material sólidos de la roca, por unidad de cambio en la presión. Cabe mencionar que el subíndice T indica que la derivada es tomada a temperatura constante.

(

)

ECUACIÓN 14: COMPRESIBILIDAD DE LA MATRIZ DE ROCA

 Compresibilidad de los poros, Cp: Cambio fraccional en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio de presión. ɸ ɸ ECUACIÓN 15: COMPRESIBILIDAD DE LOS POROS

Los valores más comunes para ambientes sedimentarios, son:

Arena Consolidada

4-5x10-6 lpc-1

Calizas

5-6x 10-6 lpc-1

Arenas semi-consolidadas

20x10-6 lpc-1

Arenas no consolidadas

30x10-6 lpc-1

Arenas altamente no consolidadas

100x10-6 lpc-1

TABLA 3: VALORES PROMEDIOS DE COMPRESIBILIDAD

Por lo tanto, para determinar la compresibilidad de un Yacimiento, se calcula como: 38 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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ECUACIÓN 16: COMPRESIBILIDAD DE UN YACIMIENTO

Donde: :

Compresibilidad de la formación

:

Compresibilidad del agua

:

Compresibilidad del gas libre

:

Compresibilidad del aceite + gas disuelto

:

Saturación de Agua

:

Saturación de Aceite

2.2.5.7 Dureza o Toughness

Se le encuentra en textos por su nombre en inglés, pero significa dureza y representa una medida de resistencia que tienen los materiales sobre la propagación de la fractura, este valor es proporcional a la cantidad de energía que puede ser absorbida por el material antes de ocurrir la propagación, cabe mencionar que no es igual a la resistencia de la roca a la tensión.

√ ECUACIÓN 17: ESFUERZO DE TENSIÓN DE LA ROCA

Donde: :

Esfuerzo de tensión de la roca

:

Toughness de la fractura

:

Área del defecto más grande. 39 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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También se conoce como factor de intensidad de esfuerzos críticos. Los valores más frecuentes son:

TABLA 4: VALORES FRECUENTES DE INTENSIDAD DE ESFUERZOS CRÍTICOS Fuente: (SPE, 1997)

2.2.6 Modelamiento de la fractura Hidráulica Los modelos de fracturamiento hidráulico los podemos dividir en tres familias:  Modelos en dos dimensiones (2-D).  Modelos en pseudos tridimensional (p-3-D).  Modelos tridimensionales (3-D).

2.2.6.1 Modelos en Dos Dimensiones (2D) Determinan el ancho (W) y la longitud de la fractura (XF) la hipótesis genera un paralelepípedo.  PKN (Perkins - Kern y Nordgren): Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura de la fractura (“xf>>hf).  KGD (Khristianovic-Zheltov y Geertsma de Klerk): Se usa en longitudes de fractura menores que la altura de la fractura (hf>>xf).  Modelo Radial: La altura es igual a dos veces la longitud de fractura (2xf=hf). 40 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 14: GEOMETRÍA DE LA FRACTURA EN 2D Fuente: (Avendaño Gallo, 2010)

2.2.6.2 Modelos en Tres Dimensiones (3D)

Estos modelos se acercan más a representar el complejo proceso de fracturamiento hidráulico y toman en cuenta las variaciones de las propiedades de las rocas en diferentes capas.

Para correr modelos 3D se deben definir las propiedades más importantes para cada capa o lecho de roca que será afectada por la fractura (Permeabilidad de formación, Modulo de Young, Presión promedia de reservorio, Esfuerzo mínimo horizontal, Espesor bruto y neto de formación, Temperatura de reservorio, Coeficiente total de pérdida de fluido, viscosidad de fluido de reservorio, porosidad, etc.).  Modelo PKN: Considera la fractura de una forma elíptica en el eje vertical del pozo.

41 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 15: MODELO PKN EN 3D Fuente: (Avendaño Gallo, 2010)

Dentro de las características importantes que se deben considerar es que en ambas direcciones el ancho es mucho menor que las otras dimensiones de la fractura (altura y longitud). Además la altura de la fractura se diseña como constante y la geometría elíptica a pesar de no ser acertada totalmente se aproxima bastante, considerando una longitud que es mayor a las otras dimensiones de la fractura, que son la altura y ancho.  Modelo KGD: Este modelo propone una altura mucho mayor que la longitud de la fractura (hf>>Xf). Se asemeja al anterior modelo “PKN” pero con un giro de 90°. El modelo KGD no será recomendado para el caso donde grandes fracturas en la formación productora se generan con el tratamiento de fracturamiento hidráulico.

42 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 16: MODELO KGD EN 3D

43 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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2.3 Marco Legal 2.3.1 Marco Legal Nacional Los Hidrocarburos en Chile solamente pueden ser explotados por el estado o por un CEOP y actualmente no existe ninguna normativa especial respecto a los hidrocarburos no convencionales.

Contrato Especial de Operación (CEOP): Aquel que el Estado celebre con un contratista persona natural o jurídica, nacional o extranjera, para la exploración, explotación o beneficio de yacimientos de hidrocarburos, con los requisitos y bajo las condiciones que, de conformidad a los dispuesto en el inciso décimo del número 24°del artículo 19 de la Constitución política, fije por decreto supremo el Presidente de la República.

Dentro de las Características especiales de los CEOPs, podemos mencionar: 

Es un contrato suscrito entre el Estado de Chile y un privado o un privado asociado con ENAP.



Se trata de un contrato-ley, por lo cual no puede modificarse unilateralmente por el Estado de Chile.



Su objeto esencial es la exploración, explotación y beneficio de hidrocarburos.



Su duración máxima es de 35 años.



Se contemplan dos etapas: 1. Exploración, por un período máximo de 7 años 2. Explotación, con una duración máxima de 25 años y que se inicia para cada yacimiento en el que se declare su comercialidad

44 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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

La retribución a recibir por el contratista una vez iniciada la producción puede ser pagada en hidrocarburos y se obliga a la comercialización del total de los hidrocarburos explotados. El estado mantiene un derecho preferente de compra de dichos hidrocarburos.



Establece un régimen de invariabilidad del régimen tributario adoptado, el cual se extiende durante todo el período de vigencia del CEOP.



Se reconoce el derecho a vender, ceder, traspasar, transferir o disponer de los derechos, obligaciones e intereses en el CEOP.

45 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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2.3.2 Marco Legal Internacional En los últimos años, diferentes gobiernos del mundo han sostenido un dialogo abierto con la industria para identificar las condiciones económicas y contractuales requeridas para viabilizar bajo los más altos estándares de la industria el desarrollo de los recursos no convencionales de hidrocarburo. Como resultado de lo anterior, tanto la Unión Europea y países líderes en la producción de estos recursos, han venido concretando diversas leyes, decretos y normas regulatorias para impulsar estos proyectos.

En este contexto y habiendo revisado las leyes de los países latinoamericanos, se destaca lo realizado por Colombia que al actualizar sus ley minera y habiendo creado una nueva para los recursos no convencionales aumento en un 30% sus inversiones extranjeras. Por otra parte la Unión Europea, tiene una serie de organismos que velan por la sustentabilidad y planificación adecuada de las operaciones para llevar con éxito las operaciones.

2.3.2.1 Marco Legal Colombiano

El país que actualizo sus normativas en Latinoamérica es Colombia, ajustando su antigua normativa. Los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales del territorio colombiano, quedaron estipulado por el Ministerio de Minas y Energía en la Resolución 90341 del 27 de marzo de 2014.

En donde se hace mención a los siguientes pasos que deberán seguir las empresas:

Perforación y Prueba Inicial de Producción: En donde la compañía operadora tendrá que requerir permiso por medio de una solo solicitud presentando un programa general de perforación con coordinación de las autoridades fiscalizadoras con un plazo máximo 46 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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de 45 días. Una vez terminado el ensayo, los resultados se reportarán a las autoridades, dentro de los 15 días siguientes a la terminación del periodo de prueba inicial de producción.

Pruebas Piloto: Si la prueba inicial de producción del proceso anterior indica que el pozo perforado resultó ser un pozo productor, el operador tiene que presentar al ministerio de minas el programa de prueba piloto para el pozo junto al mapa del área de interés. Cabe mencionar que la prueba piloto tendrá una duración de dos años la cual puede ser prorrogable de acuerdo con los compromisos contractuales pactados. En el caso que el operador encontrase nuevos pozos, estos entran bajo las mismas condiciones del primer pozo productor; solo deberán actualizar la información a las autoridades junto con informes de producción que se reportan mensualmente.

Registros y Muestreos: Se estableció que en las perforaciones de exploración se deberá tomar como mínimo en los registros de la sección vertical los rayos gamma (RG), resistividad, densidad - neutrón, potencial espontaneo (SP) y medidas de temperatura a la profundidad de cada revestimiento. En la sección horizontal del pozo se deberán tomar registros de rayos gamma.

Estimulación Hidráulica: Se realiza para incrementar el flujo de hidrocarburo en los yacimientos no convencionales, mezclando agua y arena para fracturar las rocas y así generar vías que permitan al hidrocarburo fluir hacia el pozo. Dentro de los procedimientos determinados para la estimulación hidráulica, están la realización de pruebas de presión a todos los revestimientos expuestos al tratamiento y el monitoreo de la presión del espacio anular de todos los revestimientos de manera permanente durante las actividades. Sobre este aspecto, se estipula en la ley que si existe un aumento de presión anular de 200 psi, las operaciones deberán ser suspendidas de manera inmediata. También habrá suspensión, si las presiones indican que hay relación entre el fluido de 47 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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fractura y el anular del revestimiento. Y como ultima consideración, el operador deberá suspender las actividades de estimulación en caso de presentarse un evento sísmico de magnitud mayor o igual a 4° en la escala Richter y cuyo epicentro esté ubicado dentro del área de operaciones.

El Control Sobre el Uso del Agua: El nuevo reglamento técnico, está enfocado en la protección del agua ya que esta técnica requiere de una gran cantidad de agua, ya que cada pozo consume entre 9.000-29.000 m3 de agua. La reglamentación estableció que la distancia entre la estimulación hidráulica y un acuífero aprovechable para consumo humano, no podrá ser menor a cinco veces el radio de estimulación, calculado con base en el modelo geomecánico que tenga en cuenta los esfuerzos horizontales y verticales del área a ser estimulada. Tampoco está permitido realizar operaciones a menos de 200 metros de distancia, en superficie, de un pozo de agua construido con fines de consumo, o irrigación.

2.3.2.2 Marco Legal de la Unión Europea

Los avances en la fractura hidráulica y otras tecnologías están impulsando un auge en la producción de gas natural en Europa, pero el desarrollo de este recurso conlleva riesgos. Históricamente, Inglaterra ha sido uno de los principales reguladores del desarrollo en el petróleo y gas. A medida que el boom de los recursos no convencionales va en ascenso, los países de la Unión Europea han actualizado sus reglamentos, cada uno de ellos con distintas necesidades. Este entorno regulador dinámico ha sido un reto para la industria, grupos ambientales, investigadores, el gobierno federal y otros expertos del tema, en donde se explican los niveles más importantes a continuación:

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FIGURA 17: SISTEMA DE PLANIFICACIÓN LEGAL PARA LA INDUSTRIA PETROLERA/MINERA Fuente: (Wojtukewicz, 2014)

EU (Unión Europea): Dentro del sistema de planeación de la unión europea se definen algunos puntos que deben hacerse cumplir, como por ejemplo:    

Concepto de "Desarrollo



Directiva Marco del Agua.

Sustentable".



Directiva de Residuos de Minas.

Evaluaciones de Impacto



Directiva de Hábitats.

Ambiental.



Áreas de protección especial

Evaluación Ambiental

(SPA) / zonas especiales de

Estratégica.

conservación (ZEC).

Directiva Marco de Residuos.

49 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Gobierno Nacional: Dentro de la Legislación gubernamental, podemos mencionar: 



Ley de ordenación del territorio Acta 1990.

  

Planificación y compra obligatoria Acta 2004.

Planificación y compensación



Ley de planificación 2008.

Acta 1991.



Democracia el desarrollo

Ley del Medio Ambiente Acta

económico local y la

1995.

construcción Ley 2009.

Ley de derechos humanos de



Ley de Localismo 2011.

1998.



Crecimiento e infraestructura Acta 2013.

Gobierno Nacional - Política: Marco de la Política Nacional de Planificación (2012) 

La política de planificación del sitio viajero (Marzo de 2012)



Planificación PPS107 de gestión sostenible de residuos (2011) (revisión consulta 07 2013)

Declaraciones de Política Nacional: 

ES-1 Objetivo Energético (julio de 2011 DECC)



ES-2 de Energías Renovables (julio de 2011 DECC)



ES-3 Combustibles Fósiles (julio de 2011 DECC)



ES-4 Suministro y almacenamiento de Petróleo y Gas (julio de 2011 DECC)



ES 5-Redes Eléctricas (Julio 2011 DECC)



ES-6 de Energía Nuclear (Julio de 2011 DECC)



Puertos (Octubre 2011 DFT8)



Transporte estratégico Ferroviario con Orientación Normativa (Nov 2011 Dft)

7

Planning Policy Statement 10 (PPS10) (Planificación de Políticas Estratégicas)

8

DFT: Department for Transport (UK) – Departamento de Transportes (Reino Unido)

50 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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

Aguas Residuales (Marzo 2012 DEFRA)



Residuos Peligrosos (junio 2013 DEFRA)



Caminos Nacionales & Rieles en Redes (diciembre 2013 proyecto DFT)



Aviación (todavía no publicado DFT)



Abastecimiento de Agua (todavía no publicado DEFRA)

Gobierno Nacional - Dirección: En apoyo de la política y la legislación, el gobierno emitió una guía práctica. Y esto establece una asistencia en la forma de interpretar la política y la ley y de cómo aplicar esta cuando se hagan planes y se tomen decisiones sobre las solicitudes de planificación. La guía es un documento vivo y se encuentra disponible en línea para propósitos de referencia9.

Marco de política Nacional de Planeación (Publicado y en virgo desde el 27 de marzo de 2012): Por sus siglas en ingles NPPF, El propósito de la planificación es ayudar a lograr el desarrollo sostenible para asegurar una vida mejor para nosotros mismos y que no signifique una peor vida para generaciones futuras, fomentado desde hoy el crecimiento, cuidado del medio ambiente en búsqueda de una necesidad mayor, asegurando el desarrollo Económico, Ambiental y Social.

Gobierno Local: Dentro del sistema de planeación de la unión europea se definen los siguientes puntos: Elaboración del Plan: 

Todas las autoridades deben preparar un plan local (plan de desarrollo) (Ley de Expropiación Forzosa Act 2004).

9

http://planningguidance.planningportal.gov.uk/blog/guidance/neighbourhood-planning/the-basic-

conditions-that-a-draft-neighbourhood-plan-or-order-must-meet-if-it-is-to-proceed-to-referendum/euobligations/

51 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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

Debe ser coherente con el principio y las políticas establecidas en el NPPF.



El plan debe generar un desarrollo positivo (presunción a favor del desarrollo sostenible).



Basada en la evidencia.



Debe poseer un horizonte temporal de 15 años y mantenerlo al día.



Debe de cooperar (otras autoridades y partes interesadas de planificación).



Establecer cuánto y dónde y donde no.



Debe poseer una estrategia clara para mejorar el medio ambiente natura, construido e histórico.

Licencia de Obras: 

Se debe tener en cuenta el plan de desarrollo para determinar las aplicaciones de planificación (S70 (2) de la Planificación Urbana Y Rural Ley 1990).



La determinación será efectuada de acuerdo con el plan, a menos que consideraciones materiales indiquen lo contrario (S38 (6) de la Ley de expropiación y Planificación Ley 2004)

Si consideramos ahora los recursos no convencionales y lo que eso significa en términos de proceso de planificación, en el supuesto de que los planes se han abordado, cuando una aplicación de planificación entra, hay tres etapas en el proceso del desarrollo del recurso no convencional. Y estos son la exploración, evaluación y producción. Lo cual requiere un permiso diferente de planificación en cada etapa.

En la siguiente figura, se muestra que luego de la aprobación de una etapa no asegura tener éxito en la siguiente. La mayor parte de la propuesta es de exploración en donde se determina si el recurso no convencional es viable económicamente.

52 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 18: SECUENCIA DE APROBACIÓN PARA POZO NO CONVENCIONAL EN UE Fuente: (Wojtukewicz, 2014)

Vale la pena señalar que la obtención de licencia de obras es sólo un conjunto de autorizaciones que se requieren para proceder con los recursos. Acá se muestra como el permiso de planificación encaja con las otras autoridades que se requieren antes de que el recurso no convencional tenga lugar.

La siguiente figura establece los principales tópicos para la autoridad que debe tener en cuenta en la planificación para la toma estratégica de decisiones.

53 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 19: TOPICOS DE ANÁLISIS PARA LA INDUSTRIA PETROLERA Fuente: (Wojtukewicz, 2014)

Esta figura, nos indican las preocupaciones legítimas del sistema de planificación, en orden de importancia de izquierda a derecha, en donde la primera columna muestra los tópicos que se pueden arreglar sin mayor problema en la locación del equipo petrolero, sin embargo, en las otras 3 filas, son variables que no se pueden controlar fácilmente lo que implica una mayor planificación y gestión de las autoridades como del operador encargado del sitio.

54 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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2.3.2.3 Responsabilidad Social

Un gran problema al cual se enfrente la industria minera/petrolera es la desinformación de los proyectos. Ante esta situación, las compañías han desarrollado la responsabilidad social corporativa (RSC) o responsabilidad social empresarial (RSE) y por sus siglas en ingles “Social Licence to Operate” (SLO). En donde se busca realizar una contribución activa y voluntaria al mejoramiento social, económico y ambiental en la zona por parte de las empresas, generalmente buscando como meta mejorar la situación competitiva de la zona.

El impacto de la extracción de gas o petróleo no convencional en la comunidad se analiza en el estudio de impacto ambiental, en donde las compañías acatan las normas de las industrias con las mejores prácticas en sus operaciones.

Las empresas mineras/petroleras aprendieron de una manera dura la importancia de obtener y mantener una licencia

social para sus operaciones. Una serie de

enfrentamientos alrededor del mundo entre compañías mineras, gobiernos y comunidades locales han ocurrido, en lugares como Chile, Perú, Alaska y Tanzania (Pike, 2012) en donde han puesto importancia en operar de una manera socialmente responsable en las áreas donde se encuentran, o tienen la intención de estar. Las compañías que ahora van a operar están aprendiendo lo que es una licencia social para operar.

¿Qué es una licencia social para operar (SLO)? Se ha definido por el banco mundial como la adquisición de "Libre, previo e informado consentimiento de las comunidades locales y los interesados". Sin embargo, un elemento importante que la definición del Banco Mundial no menciona explícitamente es el carácter continuo de la autorización requerida.

55 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Dentro de las tendencias a nivel mundial, la sociedad es la encargada de evaluar la aceptación y aprobación de los proyectos mineros en la zona en donde se desarrolle la actividad (Gisera, 2013). Se destaca la idea de que una comunidad/sociedad es capaz de otorgar o negar su apoyo a una compañía y sus operaciones. En relación al hidrocarburo no convencional en Chile, se ha construido una relación positiva con las comunidades locales, generando integración de las comunas y además garantizando el suministro energético para la XII región. Si se revisa detenidamente en la literatura (Prno & Scott Slocombe, 2012) sugieren que hay cuatro prácticas básicas a ganar un SLO con las comunidades locales: 1. Una Temprana comunicación y la cual sea permanente en el tiempo. 2. Divulgación transparente de la información. 3. Desarrollo de mecanismos de resolución de conflictos. 4. La toma de decisiones culturalmente apropiada.

FIGURA 20: MODELO PIRAMIDAL DE LAS LICENCIAS SOCIALES PARA OPERAR Fuente: (Gisera, 2013)

56 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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El diagrama de arriba está tomado de un informe de GISERA (2013), que a su vez se basa en el trabajo de Thomson y Boutillier (2011). Modela cuatro posibles niveles de apoyo público para una operación de apoyo - retenido, aceptación, aprobación, y, finalmente, una identificación psicológica con el proyecto. Esto entonces se relaciona con los niveles de confianza. Cuando las comunidades esperan recibir un cierto nivel umbral de beneficio a continuación, la operación puede ser vista como apenas legítima. Si hay un importante nivel de confianza entre la comunidad y la empresa, en áreas como la transparencia de la información y resolución de disputas justo entonces puede llegar a "aprobación", el nivel de una licencia social para operar. Con altos niveles de confianza, las personas pueden llegar a identificarse con la empresa y compartir sus objetivos. Cabe mencionar que la aceptación de hoy no garantiza la aceptación mañana. Pike10 en el 2012, establece una serie de circunstancias de riesgo para el logro del SLO, algunos de los cuales pueden cambiar durante el curso de una actividad. Esto afectará el nivel de consentimiento de la comunidad, algunos de los cuales parecen eminentemente aplicables a los hidrocarburos no convencionales, estos puntos son: 1. Condiciones locales: Los recursos naturales pueden estar ubicados en zonas alejadas y a menudo en zonas rurales o relativamente desfavorecidas. La compresión de las políticas y cultura de la zona es importante, ya que los cambios pueden ocurrir de manera rápida. 2. Distribución de los beneficios: La cuestión de quién se beneficia de la extracción de los hidrocarburos es clave. El gobierno de UK por ejemplo, ha tratado de asegurar un beneficio local significativo con las comunidades, las cuales reciben £ 100.000 por acoger una plataforma y un 1% de los ingresos respecto al pozo cuando este entra en producción. 3. Derecho de terrenos: Las demarcaciones deben ser claras y aceptadas, tanto los pedimentos como la manifestación, esto debido a que los yacimientos de

10

Pike, R, 2012. Schroders social licence to operate. Schroders.

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hidrocarburos no convencionales pueden ser multipozo y a veces se licita menos de lo real como ocurre con la fractura horizontal. 4. Impacto Ambiental: En algunas zonas sensibles ambientalmente, sin importar lo transparente y fiable que una corporación pueda ser, la comunidad local nunca aceptara la extracción de hidrocarburo, sobre todo en zonas con parques nacionales, zonas de gran belleza natural o donde exista una emergente industria turística basada en valores naturales. 5. Trayectoria de la empresa: Este tópico se relaciona con la responsabilidad social de las empresas en general. Si una empresa tiene un pobre historial de mantenimiento de la promesa, o ha dejado impactos sociales negativos o degradación ambiental en el pasado, será mucho más difícil para las empresas obtener la confianza de las partes interesadas locales.

La obtención de una "Licencia Social para Operar (SLO)" se ha convertido cada vez más en algo importante para la industria minera y de igual manera para la el petróleo/gas. Las empresas que tienen más probabilidades de evitar las protestas disruptivas, se han involucrado de manera temprana con las comunidades y de forma transparente para mejorar las prácticas de la industria.

58 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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CAPÍTULO 3: FRACTURA HIDRÁULICA

La extracción del hidrocarburo no convencional no es una actividad reciente, el primer gas esquisto comercial se remonta a 1821 en los Estados Unidos. Sin embargo, el desarrollo de nuevas tecnologías de perforación y terminación, anunció una "revolución" de esquisto en los EE.UU. y el mundo. Con ello se debate sobre los pros y contras del desarrollo de esta fuente de energía.

FIGURA 21: DIAGRAMA DE FRACTURA HIDRAULICA Fuente: Ground-Gas Solutions Ltd

El fracturamiento hidráulico más comúnmente conocido como 'fracking' es un proceso "estimulación" realizado una vez se ha concluido la perforación y es una operación independiente a la perforación.

La roca no convencional está altamente compactada con una porosidad muy baja, así que se requiere el proceso de fracturación hidráulica para estimular el flujo de gas 59 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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natural de la roca en el pozo. Esto se hace mediante la perforación en la roca de esquisto (horizontal o vertical), a menudo varios kilómetros bajo tierra.

Una vez que la perforación es completada se inyecta una mezcla de agua, arena y una cantidad relativamente pequeña de los productos químicos a alta presión al esquisto que fractura la roca abierta. El agua se bombea nuevamente para ser recuperada, dejando la arena actuar como un apuntalante que sostiene las fracturas abiertas; Así permitiendo que el gas natural pueda moverse en el pozo antes de ser bombeada a la superficie.

FIGURA 22: ETAPAS DE EXPLOTACIÓN DEL GAS Y PETRÓLEO ESQUISTO Fuente: (Energy From Shale, 2015)

Cabe mencionar que en el diseño de tratamiento los dos parámetros más importantes, son el perfil de esfuerzos in-situ y el perfil de la permeabilidad de la zona a 60 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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ser estimulada, además se debe considerar las capas de roca sobre y debajo de la zona objetivo que serán factores que afectan en el crecimiento de la altura de la fractura.

3.1 Exploración

En el inicio del desarrollo, se deben explorar las áreas potenciales para extraer el shale. Este proceso, primero utilizara datos geológicos para dar una comprensión de la geología local; el equipo deberá encargarse de los estudios geológicos de superficie para promover el entendimiento del reservorio. Si el equipo confía en que puede haber lutitas gasíferas por ejemplo en la zona en las cuales se pueda realizar perforación exploratoria para extraer muestras y enviarlas a su posterior análisis. La perforación solo se producirá si el equipo tiene un porcentaje de confianza en encontrar esquisto, ya que cada pozo de exploración tiene un valor de USD$4.500.000.

La etapa de exploración, comienza con la evaluación geológica de una zona para determinar el potencial del reservorio, entonces se analiza si el hidrocarburo presente es comercialmente viable y finalmente el equipo determinar si el gas puede ser extraído del esquisto. Hay una serie de indicadores los cuales ayudan al equipo a determinar las áreas potenciales. La primera, son los mapas geológicos para ver donde está localizado el shale, además en estos mapas puede haber muestras de los registros de los pozos ubicados en la zona las cuales indican la cantidad de material orgánico presente, esto ya que un alto nivel de contenido orgánico indicaría que el esquisto contiene gas.

La perforación exploratoria tomará alrededor de 1 mes en completarse. El equipo inicio con una perforación convencional vertical que implica la creación de una plataforma de pozo que tiene una altura de 30 metros. Una vez que la perforación ha alcanzado la roca de esquisto el equipo puede tomar muestras de la roca para su análisis y así examinar el contenido de materia orgánica para determinar si existe gas. 61 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Si los resultados son prometedores, se inician las pruebas de flujo o fracturamiento hidráulico de la roca de esquisto para examinar la tasa potencial en el que el gas o petróleo puede fluir desde la roca.

Cualquier prospecto de gas encontrado durante la fase de perforación exploratoria será quemado en el sitio. Una vez que la exploración está completa, se analizan los datos recolectados ya sean por sísmica, perfiles, geofísica o geoquímica para determinar el tipo de yacimiento y la formación geológica presente para futuros modelos.

62 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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3.2 El “Wellbore”

El pozo es el componente clave en el desarrollo de hidrocarburos, incluyendo el desarrollo de estos recursos no convencionales de esquisto. El diseño básico del pozo es similar en la industria de los hidrocarburos. Respecto a la década anterior, ha habido avances en la perforación horizontal, lo que permite al equipo perforar hacia los lados a través de la pizarra de destino y por lo tanto acceder más en la formación rocosa, contrario al limitado espacio al cual accede un pozo vertical “máximo 90 metros”. La integridad del pozo es clave para asegurar gas natural u otros contaminantes, tales como el fluido de fracturación no se escape fuera del pozo al medio ambiente circundante. La construcción del pozo se realiza con diámetros decrecientes y se van forrado con carcasa de acero se unieron para formar "cuerdas" continuas de carcasa.

FIGURA 23: CONFIGURACIÓN DEL POZO Fuente: ( The University of Nottingham, 2015)

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Generalmente, nos podemos encontrar con cuatro tipos de revestimientos o casing, los cuales son:

1. Casing Conductor: Se establece en el suelo a una profundidad de 30 metros, el casing conductor sirve como base para el pozo y evita que se produzcan derrames superficiales o subterráneos.

2. Casing de Superficie: El Siguiente recubrimiento, se perfora y se sella con un casing que se extiende de la parte inferior del agua subterránea (incluyendo el agua potable) y se extiende todo el camino de vuelta a superficie. El cemento se bombea en el pozo y hacia arriba entre la carcasa y la roca hasta que alcanza la superficie.

3. Casing Intermedio: Este tramo es perforado y revestido por una cubierta intermedia para aislar el pozo de las zonas que no contienen agua dulce, que puedan causar inestabilidad o sea anormalmente baja la presión. El Casing se puede sellar con una lechada convencional hasta la base del pozo en superficie.

4. Casing de Producción: El recubrimiento final se perforo hasta la formación rocosa el cual contiene la zona de interés. Este pozo está forrado completamente con el casing de producción que puede ser sellada con cemento o bien a una altura segura por encima de la formación objetivo, dependiendo de la profundidad del pozo y las condiciones geológicas locales.

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FIGURA 24: CONFIGURACIÓN DE CASING LOCAL (CHILE) Fuente: Museo Don Bosco

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3.3 Equipos

Los equipos utilizados en la fractura hidráulica son diversos dependiendo de los aditivos a utilizar y al tipo de fractura, por lo cual la ejecución eficaz de cualquier trabajo de fracturamiento exige la integración correcta de equipos en superficie del pozo.

La propagación de los flujos se encuentra automatizada, en el control del proceso de la hidrofractura se encuentra bajo el mando del Company Man11, el ingeniero de pozo y el operador monitorea los controles de los diferentes equipos.

En el proceso de hidrofractura los parámetros pueden ser ajustados automáticamente en el proceso para optimizarlos, pero también se pueden cambiar a un control completamente manual.

Los componentes de la hidrofractura está combinados con el control automatizado SAUK, el cual incluye un software propio, 2 computadoras industriales "SKU-10 Station", tres monitores de estación SKU-10, control común de paneles de bombeo en la estación, impresora industrial, hardware de acoplamiento a la unidad US-10 Blender, 1 computadora industrial en la US-10 blender y el control y monitoreo a través de monitores con paneles en los controles, cabe mencionar que los nombres de estas máquinas depende de la compañía que realice los servicios.

La figura a continuación muestra un Layout típico de un Wellpad preparado para la operación de fractura hidráulica.

11

Company Man: Se designa con este cargo en la industria petrolera al supervisor del área de perforación

o el encargado de correcto funcionamiento de la plataforma de perforación en la locación.

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FIGURA 25: LAYOUT DE UNA ESTACIÓN DE HIDROFRACTURA Fuente: RSK

Se requiere lograr una potencia efectiva para comenzar, extender y empaquetar la fractura. Se debe preparar un fluido gelificado y mezclarlo con el agente de sostén, alimentar las bombas de alta presión, y bombearlo a altas presiones. Los equipamientos de superficie incluyen:

1 2 3 4 5 6 7

Equipos: SKU-10 UN-2250 US-10 BM-105 MM-105 GEL TANK PROPPANT BUNKER

FUNCIÓN ESTACIÓN DE CONTROL Y MONITOREO UNIDAD DE BOMBEO LICUADORA (BLENDER) BOP – MULTIPAD CAMIÓN DE VOLTEO TANQUES DE GEL SILO DE PROPANTE(APUNTALANTE)

TABLA 5: EQUIPOS USADOS POR COMPAÑÍA RUSSIAN FRACTURING COMPANY Fuente: Autor

Dentro de los cuales detallaremos los principales equipos involucrados en esta operación: 67 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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3.3.1 Estación de Control y Monitoreo SKU-10 Es un Camión VAN con un chasis MAZ-5336A5-320. La camioneta alberga cómodamente 4 operadores del proceso de fracturación más 3 clientes. Dentro de la estación está la consola común para las 3 unidades de bombea y todo lo que se necesita para desarrollar el trabajo en un entorno cómodo.

Los computadores de la estación SKU-10, usan un software propio para el control automático de bombeo y monitoreo de unidades de mezclado, además registra y archiva los parámetros y el comportamiento del fracturamiento.

FIGURA 26: SKU-10 ESTACIÓN DE CONTROL Y MONITOREO Fuente: RSK

FIGURA 27: COMPONENTES DEL SKU-10 Fuente: RSK

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3.3.2 Unidad de Bombeo UN-2250 La unidad de bombeo UN-2250 cuenta con dos motores de turbina de gas como unidad de energía que además cuenta con un sistema auxiliar en una unidad monolítica. Los dos motores de turbina de gas pesan 3 veces menos que un motor diésel de potencial comparable.

La transmisión es mecánica con cambio de marchas electrohidráulico, que incluye dos cajas de engranajes planetarios y tren de engranajes compuesto. Un acoplamiento es usado en lugar de una junta universal para la conexión de la bomba, lo que permite acercar la unidad de bombeo por 1.5 metros.

El equipo tiene un peso de 29 toneladas, con una potencia máxima de cada uno de los motores 1250 HP, el máximo rendimiento de una unidad de bombeo única es de 2.5 m3/min y la presión máxima del fluido de trabajo es de 85 MPa.

FIGURA 28: UNIDAD DE BOMBEO UN-2250 Y DIAGRAMA DE PERFORMANCE Fuente: RSK

El diagrama muestra las tasas de flujo, en el que el sistema de control de modos de funcionamiento automatizado cambia de marcha de KP1 y KP2, además se nota claramente las 3 etapas de la fractura (Precolchón, colchón y bombeo de tratamiento).

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A continuación se muestra una figura doble en donde se muestra el equipamiento interno de la unidad de bombeo:

FIGURA 29: EQUIPO INTERNO DE UNA UNIDAD DE BOMBEO UN-2250 Fuente: RSK

En cambio la potencia requerida para cualquier sistema de bombeo que pueda introducir los fluidos y productos al pozo es la bomba para fracturar o “Frac Pump”, para pozos profundos y de gran ala de fractura utiliza la bomba SPF-343 (3 unidades de bombeo una de 20000 HP y dos de 15000 HP).

FIGURA 30: BOMBAS DE FRACTURAMIENTO PARA POZOS PROFUNDOS Fuente: (Álvarez López, 2010)

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3.3.3 Mezcladora, Blender US-10 El Mezclador o más conocido como blender, es el equipo principal en la operación de fractura, ya que es el que cumple la función de mezclar los elementos que serán bombeados al pozo. Los mezcladores realizan tres funciones:

1. Extraer el fluido de los tanques de almacenaje. 2. Mezclar la cantidad adecuada de agente de sostén con el fluido. 3. Enviar el fluido cargado con agente de sostén (lechada) a las succiones de los equipos de bombeo a baja presión (usualmente 60 psi o menores).

La unidad de mezclado cuenta con un sistema automatizado para el control de rendimiento, concentración de agente de sostén en la mezcla, la introducción de aditivos líquidos y secos. El diseño y la composición de la US-10 corresponden a las regulaciones de control de calidad de fracturación actuales de las principales compañías de petróleo y gas. Además este equipo cuenta con las siguientes características: 

Potencia del Motor Diésel: 650 HP



Máximo Rendimiento: 10 m3/min



Concentración de Apuntalante Máxima: 1800 Kg/m3



Sistema automatizado de control disponible.

FIGURA 31: BLENDER US-10 Fuente: RSK

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3.3.4 Cabezal de Fractura - BOP

Cuando el pozo alcanza el objetivo de una trampa petrolera o de gas, el barro y el agua se bombea a través del tubo, produce una columna cuyo peso equilibra la presión del yacimiento dando la posibilidad de instalar un conjunto de válvulas que se denomina "Árbol de Pascua" y que sirve para controlar el flujo producido de petróleo y gas. El cabezal de fractura “árbol de pascua”, esta disponibles en diferentes "tamaños y en un rango de medida desde 4 1/2" a 8 5/8". Las cabezas de fractura se pueden acoplar juntas cuando se trata de bombear caudales elevados. La entrada principal de fluido consta de cuatro conexiones para 7500 psi. “También existe disponible una cabeza de fractura para presiones de trabajo de 15.000 psi y cuatro conexiones de 15.000 psi.

FIGURA 32: CABEZAL DE FRACTURA Fuente: USGS

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3.3.5 Manifolds de succión

Los manifolds de succión, acarrean consigo el manifold añadido al tanque de fracturamiento, la succión común, de descarga y el manifold de la pileta.

3.3.6 Manifold incorporado al tanque de Fractura

Un gran porcentaje de los tanques de fractura hoy cuentan con un mínimo de 4 conexiones de 4” y una válvula mariposa de 12”, esto situado entre las conexiones y el tanque. Para un trabajo en el que intervengan múltiples tanques, algunos tanques de fractura se pueden conectar entre ellos con mangueras cortas flexibles para formar un manifold de succión común.

3.3.7 Manifolds de descarga

La unidad de descarga se sitúa montada en conjunto a los acoplamientos interconectados que cuentan con los siguientes componentes principales, los cuales son la tubería de conexión, el manifold de la mezcladora (blender) y el manifold de succión de la bomba y el manifold de descarga de la bomba.

El manifold consta del cabezal de descarga del blender principal, al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para descargar el blender. Esta unidad se encuentra ensamblada sobre un bloque con una superficie apta entre las conexiones de descarga y succión desde el nivel del piso. Además, esta usa una tubería de conexión para acarrear el fluido del blender al manifold de succión de la unidad de bombeo. Cada sección del manifold de succión de la bomba, que posee 12” de longitud y 6” de diámetro, conecta con dos unidades de bombeo y deja un espacio adecuado entre los camiones de bombeo. 73 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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FIGURA 33: MANIFOLD CONECTADO AL BLENDER Y UNO DE FABRICA Fuente: PetroChina

3.3.8 Tanques de almacenaje de fluidos En las operaciones de estimulación hidráulica se emplean varios volúmenes de tanques para almacenaje de fluidos, esto dependiendo del tipo de fractura y características propias del fluido.

FIGURA 34: TANQUES DE FRACTURAMIENTO HIDRAÚLICO Y UN TANQUE DE GEL DE 80M3 Fuente: RSK

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3.3.9 Mangueras Las mangueras que se utilizan, al ser usadas bajo una gran carga de trabajo se recomiendan que sean flexibles y de goma, para realizar funciones de succión y descarga (super-cargadoras) y así enviar los fluidos comenzando en el lugar de almacenaje al equipo mezclador para añadir los aditivos y posteriormente sea bombeado.

Estas mangueras de descarga o súper-cargadoras, deben ser diseñadas para soportar una presión de descargar normal del blender, que vendría a ser unos 60 [psi] y tienen una capacidad nominal de presión de trabajo de 250 [psi].

FIGURA 35: MANGUERAS UTILIZADAS PARA FRACTURA Fuente: USGS

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3.3.10 Packer Generalmente, se requieren herramientas adicionales en la sarta para aislar correctamente la formación a fracturar en el pozo, tales como packers y tapones.

Además de los detalles mecánicos propios de estas herramientas, la diferencia fundamental está en que se distribuye uno en la parte superior y otro ciego o de empaque inferior, para aislar hacia arriba la presión de trabajo durante la perforación y posterior fractura.

FIGURA 36: PACKER DE BAKER HUGHES Fuente: ( López Díaz & Lasso Velarde, 2013)

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3.4 Insumos

Los insumos tienen por finalidad crear un fluido de fractura que cumpla ciertas propiedades para que la operación de estimulación hidráulica tenga éxito: 

El fluido de fracturamiento tiene que ser compatible con la roca y el fluido de formación.



Un gel de fractura debe dar lugar a la creación de un ancho suficiente de fractura para que la arena o agente de sostén penetre hasta la longitud deseada.



El gel empleado tiene que ser capaz de movilizar en todo momento el agente de sostén durante el tiempo total de la operación.



El gel tiene por objeto romperse completamente volviendo en algo lo más parecido posible al fluido base.



Se debe contar en la locación con la cantidad necesaria de agua y aditivos químicos para realizar la fracturar dependiendo del radio efectivo de la fractura.

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3.4.1 Agua El recurso hídrico en la técnica de estimulación hidráulica, compone entre el 89-95% del insumo para la fractura, el cual se explica en el siguiente ciclo:

FIGURA 37: CICLO DEL AGUA EN EL PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Fuente: (Knight, Will, 2015)

Aquí se presenta un ciclo de vida simplificado de agua en el proceso de estimulación hidráulica para hidrocarburos no convencionales. En la primera etapa, el sitio seleccionado para la perforación es revestido con una membrana impermeable para evitar cualquier derrame de líquidos en el sitio y que se filtre en el agua subterránea. Las aguas se obtienen en contenedores de acero o camiones, en el caso local de Punta Arenas, el agua se le compra a gente cercana al pozo o se extrae desde las concesiones que posee ENAP. El agua dulce se mezcla en el lugar (blenders) con arena y productos químicos para formar un fluido de fracturación. El líquido se bombea al shale "pizarra" en el caso del gas, a alta presión para fracturar la roca abierta y permite que el gas fluya hacia fuera en el proceso de fracturación hidráulica.

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El fluido de fractura se bombea entonces a la superficie. Esta agua es ahora conocida como agua producida vs agua contraflujo (Flowback), y es posible que venga con presencia de contaminantes desde la roca de esquisto, como materiales radiactivos naturales o agua de formación. El agua producida se almacena en el lugar en depósitos de acero. Ahora, este es el proceso en el Reino Unido. Sin embargo, en los Estados Unidos, el agua producida se puede almacenar en pozos abiertos en la superficie y en Punta Arenas, antiguamente se reinyectaba en pozos inactivos de alta profundidad y hoy se reutiliza para próximas fracturas.

El agua producida se toma entonces en camiones especialmente diseñados para el tratamiento. El agua producida también se prueba para asegurar que la planta de tratamiento de agua adecuada puede limpiarlo. Luego se selecciona una planta de tratamiento de agua adecuado y el agua entregada allí para la limpieza. Es importante recordar que los pozos de HC no convencional puedan requerir re-estimulación, a menudo unos pocos años después de la fracturación hidráulica inicial, en cuyo caso el proceso anterior se repite, con las demandas de volumen de agua similares.

Por lo tanto, se requieren grandes volúmenes de agua dulce para la fracturación hidráulica, y los operadores pueden suministrar el agua necesaria a partir de un número de fuentes. Las fuentes pueden ser de aguas de cuerpos superficiales, como ríos o lagos, o mediante la perforación de pozos de sondeo en el acuífero para extraer agua subterránea. Si el pozo se encuentra muy cerca de la red de agua municipal, el operador podría conectar el sitio bien directamente a la red. En el Reino Unido, todas las formas de abastecimiento de agua requieren permisos ambientales, con la extracción de más de una cierta cantidad siendo restringido.

Así que un trabajo típico fractura utilizará entre dos y seis millones de galones de agua (7.500m3-22.700m3). Esto es hasta nueve piscinas olímpicas apenas. En los 79 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Estados Unidos, por ejemplo, cinco millones de litros es la cantidad utilizada por 50.000 personas cada día. Sin embargo, la Real Sociedad Informa sobre el gas de esquisto investigación resumida donde estimo el consumo de agua equivalente por otras industrias, en comparación con la cantidad necesaria para hacer funcionar un gas de esquisto más de un período de 10 años. Ahora, esto sería equivalente a la cantidad de agua necesaria para regar un campo de golf por un mes, la cantidad necesaria para correr una central eléctrica de 1000 megavatios de carbón; O la cantidad que se pierde en fugas cada hora en la región de United Utilities en el noroeste de Inglaterra.

También es importante considerar que la fracturación hidráulica no requiere agua durante un largo período, sino más bien por etapas, durante la perforación y luego para cada trabajo fractura. Por tanto, es posible que el operador para extraer el agua que necesitan y almacenarla durante los períodos de menor demande para garantizar un suministro sostenible de agua. Sin embargo, aunque estas medidas son valiosos, el desarrollo del gas de esquisto se consumen grandes cantidades de agua, lo que podría poner presión sobre los recursos hídricos locales.

Si analizamos el consumo de agua en relación con el gas de esquisto en Estados Unidos, que es el mayor productor de gas de esquisto, y por lo que su desarrollo consume una cantidad significativa de agua a nivel nacional. El Informe Ceres encontró que entre enero de 2011 y mayo de 2013, se registraron 39.294 pozos que se han fracturado hidráulicamente, en total consume 97.500.000.000 galones de agua, o el equivalente a cerca de 148.000 piscinas olímpicas.

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Requerimientos de calidad de agua:

Previo a cada operación de fractura, se deberá tomar muestra del agua que se usará y realizar en el laboratorio todas las determinaciones químicas necesarias; asimismo, evaluar la calidad del gel y el tiempo de ruptura. Si la fuente de agua no se halla confirmada, tomar muestra de cada una de las posibles fuentes. “Corresponde aumentar las precauciones previos a la operación, a fin de minimizar los problemas durante la misma.” Los controles que deben llevarse a cabo son: 1. Acidez (H+): Entre 5-8. Rango óptimo de pH para lograr la hidratación del polímero. El valor de pH se podría regular usando ácido o solución alcalina. Hacer esto es riesgoso ya que excesos de cualquiera de ellas traería problemas mayores de ajustes de pH. También se recomienda el uso de buffers que permiten regular el pH sin riesgos. 2. Alcalinidad (HCO3-): No más de 1000 ppm de bicarbonatos. Interfiere con la regulación de pH. Si posee un exceso de bicarbonatos, se podría acidificar con HCI hasta que el pH esté entre 3.5 y 4.0 y circular el agua. Luego de circular, reajustar el pH del agua entre 5 y 7 con soda cáustica. Hacer esto es riesgoso por similares razones al ítem anterior.

3. Dureza (Ca++, Mg++): No debe exceder las 250 ppm de dureza total. Interfiere en la estabilidad reológica. Se recomienda dureza cálcica mg/lt y dureza magnésica de 100 mg/lt. Si el agua posee valores de dureza tales que la cálcica sea mayor que 150 mg/lt, usar cargas crecientes de buffer hasta lograr por lo menos igualar esos valores en el agua. Usar esa carga de buffer como adicional a la carga preestablecida en el diseño. Recordar que un exceso

de buffer

estabilizará demasiado el gel, lo que generará tiempos de ruptura mayores.

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4. Hierro Total (Fe): Si se obtiene una lectura superior a las 10 ppm se producirá una reticulación prematura del polímero, que lo hará muy frágil.

5. Bacterias: La determinación de bacterias requiere un kit especial y al menos 48 horas de incubación. Se recomienda como máximo el uso de 100 bact./ml. y estas tienen por función degradar el polímero e impide el desarrollo de la viscosidad. Un exceso de bacterias podría subsanarse con el uso de mayor carga de bactericida en el momento oportuno, pero sólo un ensayo de laboratorio podría determinarlo.

6. Sulfatos: La concentración de sulfatos se puede determinar con el kit de campo. El contenido de sulfatos da una idea de la calidad de la fuente de agua y no se recomienda más de 175 ppm, el cual acelera la ruptura del gel. Un exceso de sulfato en el agua nos dará un gel croslinqueado 12 débilmente y acelerará el proceso de ruptura.

12

Polímero “Croslinqueado” (cross-linked) – biopolímero producido por la presión de la bacteria en los

carbohidratos, que produce grandes incrementos en aparente viscosidad.

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3.4.2 Arena El Material apuntalante o sustentante es el único que debe permanecer en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo.

FIGURA 38: ARENA DE SÍLICE DE GRANO FINO Fotografía: Bill Cinningham, USGS

La figura anterior, es arena de sílice de grano fino que se mezcla posteriormente con productos químicos y agua antes de ser bombeada a las formaciones para evitar que las fracturas artificiales se cierren después de completar la fractura hidráulica. La capacidad de la arena para apuntalar fracturas abiertas es conocida como "agente de sostén", y es esencial para permitir que el petróleo y gas fluyan en el pozo.

La función de los agentes de sostén es mantener la fractura abierta luego que el fluido de fractura deja de ser inyectado. Los fluidos del reservorio van a fluir entonces desde los extremos de la fractura hacia el pozo a través de los conductos generados por el pack de proppant. Esto usualmente dará por resultado un incremento en la producción y retornos más rápidos para la operadora. Este incremento en producción ocurre porque por ejemplo la permeabilidad de la fractura (usando una arena Ottawa 20/40 @4000 psi

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de presión de cierre) es de 116 Darcies, cuando la permeabilidad de la formación puede ser de 0.05 Darcies o menor.

El gran final de una operación de fractura hidráulica es ubicar al agente en formación. Por lo tanto la selección del agente de sostén es una parte crítica en el diseño de la fractura. A través de los años muchos y diferentes tipos de materiales han sido usados como agentes de sostén. El primero en usarse fue arena del río Arkansas, por supuesto se utilizó tal como se lo extrajo, sin tamizar ni procesar. En los ´50 se utilizó una arena llamada de St. Peter, cerca de Ottawa, Illinois. Se procesó y obtuvo una arena muy blanca, limpia y de excelente granulometría. Actualmente el término Ottawa describe genéricamente una arena blanca de excelente calidad.

Luego de la aparición de esta arena, fue tan demandada que se intensificó la búsqueda de otras opciones. Para lograrlo, los vendedores comenzaron a desarrollar depósitos de arena de alta calidad en Minnesota y en Wisconsin (Jordan) y de Galesville e Ironton. En el ´58 se abrió un nuevo desarrollo cerca de Brady, Texas, donde se encontraba la Mina San Saba o “El Corazón de Texas”. La arena Hickory no es tan buena referida a la resistencia a la compresión (a altos valores) o al color, en comparación con la Ottawa.

A medida que se perforaron pozos más profundos (entre los ´60 y ´70), el uso efectivo de arena común llegaba a su fin, esto instó a la industria a buscar agentes de mayor resistencia, el cerámico sinterizado, o Bauxita Sinterizada. Esta se podía usar a altísimas presiones de cierre sin quebrarse o embeberse. De hecho es bastante más cara que la arena y que otros materiales y debido a su alta gravedad específica, se necesita más bauxita que arena para llenar el mismo volumen. Las características de material inerte y de poseer alta resistencia a la compresión están dadas a su mayor constituyente, el corundum, una forma de óxido de aluminio. 84 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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Alrededor de 1980, continuando con el desarrollo de materiales más económicos que la bauxita y de mejor performance que la arena, se comienza a utilizar la “mullita”, otro óxido de aluminio. Tiene menor densidad y costo que la bauxita, y no es tan inerte. Es clasificada como agente de Sostén de Resistencia Intermedia.

Otra solución fue desarrollar los agentes de sostén resinados, que aplicados sobre agentes de menor calidad, lograban mejorar bastante la mayoría de las propiedades. Actualmente, arena, agentes resinados, bauxita y cerámicos de intermedia resistencia alcanzan para satisfacer casi todas las necesidades de agentes de sostén. Esta gran variedad, sumado a la gran variedad de granulometrías y proveedores, crean cierta confusión en el momento de elegir un agente.

El API ha establecido especificaciones para el control de calidad de los agentes de sostén usados en tratamientos de fractura hidráulica.

Son las Normas API RP:



56 : Para arena usada en Fractura Hidráulica



60 : Para agentes de alta resistencia usada en Fractura Hidráulica



58: Para arena usada en Gravel Packing



61 : Para evaluación de Conductividad de Fractura de agentes de sostén en Corto Tiempo (Short Term Test)

Norma API RP 56:



Análisis de tamizado ( 90% entre nominales y < 1% en fondo)



Esfericidad y redondez



Solubilidad en Acido 85 FRACTURA HIDRAULICA EN POZOS PETROLEROS NO CONVENCIONALES

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

Turbidez



Resistencia al Quebrantamiento



Conductividad y Permeabilidad

La arena, también la podemos dividir en 3 categorías que se explicaran en detalle.

1. Calidad Excelente o Premium (Blanca): El término de Premium o excelente deriva de su resistencia a la compresión. Normalmente se habla del “tipo Ottawa” o arena “blanca”. Este tipo de arenas excede grandemente los estándares del API RP 56. Si bien se usa el término “blanca”, a veces también se hace referencia a una arena marrón dorada clara, que es de tan buena calidad como la blanca. Los granos individuales suelen ser monocristalinos, significando esto que lo componen cristales de cuarzo individual. Algunos ejemplos de esta arena son las llamadas “Ottawa” y “Jordan”.

2. Calidad Buena o Estándar (Marrón): Este tipo de arena excede levemente o se asemejan por completo al API RP 56. Los granos individuales suelen ser policristalinos, significando que lo componen pequeños cristales de cuarzo unidos. Esto resulta entonces en mayores planos de clivaje en el mismo grano, que genera menor resistencia a la compresión. Se la suele llamar arena “marrón” porque el color deriva de trazas de óxidos de hierro. Las más conocidas son la “Hickory”, a veces llamada “Brady” y la “Bidahochi”, también llamada “Houck”.

3. Calidad Sub-estándar: Son aquellas que fallan en algunas de las propiedades de la guía API. En general el fallo suele darse en la baja resistencia a la compresión. Esto se debe a la baja redondez y esfericidad y a la presencia de feldespatos y otros materiales frágiles.

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TABLA 6: PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ARENAS Fuente: API

Bauxita Sinterizada (BS):

Estos agentes de alta resistencia se producen utilizando la misma tecnología de cerámicos refractarias y arena silícica abrasiva metalizada. El término bauxita Sinterizada se usa para no confundir con bauxita que se refiere a una amplia variedad de menas que contienen cantidades diferentes de alúmina. La gravedad específica de la bauxita Sinterizada es alrededor de 3.5.

Debido al costo, la principal aplicación de estos agentes es en aquellos pozos donde las presiones de cierre rondan las 10000 psi, para aquellos donde la temperatura está en el orden de 300-400ºF o más, con salmuera de altos cloruros, sulfhídrica, carbónica u otros fluidos corrosivos.

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La fuente de la materia prima para la bauxita es también la que genera varias desventajas:

Densidad: La alta densidad de la bauxita sinterizada (3.5) incrementa el costo del agente debido a necesitarse mayor cantidad de libras. Con una densidad bulk de más del 30% que otros agentes, se necesitan 30% más de libras requeridas para el mismo volumen y ancho de fractura.



Abrasividad: La extremadamente alta dureza del material y su densidad lo hacen muy abrasivo. Se debe tener en cuenta la protección de las cañerías y equipos de bombeo, de fondo y superficie y cabeza de pozo, especialmente en el flowback.



Costo: Con un alto costo por libra y una alta densidad, la bauxita es el agente más caro de todos, siendo alrededor del doble de otros agentes.

TABLA 7: PROPIEDADES FISICAS DE LA BAUXITA SINTERIZADA Fuente: API

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Agentes de Resistencia Intermedia:

Se refiere al grupo de agentes cerámicos que tienen una gravedad específica entre 3.17 y 3.25. Existe un desarrollo muy nuevo que involucra a los agentes Cerámicos Livianos. De hecho sus límites en resistencia a la compresión son menores que en los intermedios. Su gravedad específica está entre 2.55 y 2.7. En su composición figuran corundum, mullita, cristobalita (otro óxido de aluminio). Las distintas concentraciones de estos materiales permiten variar costos y resistencias. Hay algunas ventajas en el uso de los ARI:



Densidad: El hecho de tener menor densidad hace que se necesiten menos libras que una BS. De hecho habrá mejor transporte de agente.



Abrasividad: No es tan abrasivo como la BS.



Costo: Es bastante más barato que la BS.

TABLA 8: PROPIEDADES FISICAS DE LOS AGENTES DE RESISTENCIA INTERMEDIA Fuente: API

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TABLA 9: PROPIEDADES FISICAS DE LOS AGENTES LIVIANOS DE RESISTENCIA INTERMEDIA Fuente: API

Agentes de Sosten Resinados: Existen de dos tipos: “Curables” y “Precurados”. Ambos usan una resina formaldeíca-fenólica termosellable que cubren los granos individuales de agente. Si bien cualquier resina puede ser aplicada a cualquier tipo de agente, la precurada se usa más ampliamente con la arena con el objeto de mejorar su resistencia. La mejora en esta propiedad resulta de incrementar el área de contacto entre granos, reduciendo así los puntos de mayor carga y ruptura.

Sin embargo ésta no se evita por completo, pero mucha de la permeabilidad mejorada vista a altos valores de presiones de cierre se debe al encapsulamiento que hace la resina de los fragmentos de granos rotos. Se previene de esta manera la generación de finos de los granos rotos y finalmente el taponamiento de los canales de flujo en el pack de agente.

Debido a la naturaleza de los recubrimientos con resina, estos agentes ofrecen mejores resistencias químicas y por cierto los precurados poseen muy bajas solubilidades API (