Reservorios no convencionales

Por otro lado, la Figura 2-4 indica en su lado izquierdo, que el pozo debe atravesar todos los estratos hasta llegar a la roca madre donde están los hidrocarburos debido a la baja permeabilidad y porosidad del suelo, de otra forma no se alcanza el recurso, y además este se debe estimular con fractura hidráulica para generar la extracción de gas y el movimiento de las partículas hacia la superficie, como se ve en la parte derecha de la figura.

Figura 2-4: Esquema de pozos no convencionales. Fuente: Rojas, 2011

Durante el desarrollo de esta memoria nos centraremos en el gas natural no convencional, el que, según la Agencia Internacional de Energía, se define como “el gas que es tecnológicamente más difícil o más caro de producir que el gas convencional”. La industria lo define como “una producción de gas económicamente rentable o no rentable, cuando se utilizan tratamientos de estimulación o procesos y tecnologías especiales de recuperación”. Junto a estas definiciones, estos recursos no convencionales presentan una clasificación de acuerdo al tipo de roca, sus propiedades y la técnica de extracción, las que se divide en (Alonso, 2010):

 Gas en arenas compactas: Es conocido como tight gas, pues se encuentra en formaciones con baja porosidad y baja permeabilidad. Un yacimiento de arenas compactas se determina por una porosidad menor al 10% y una permeabilidad menor que 0,1 milidarcy.

Generalmente, estas formaciones geológicas requieren estimulación hidráulica para obtener la producción de gas, sumado a las fracturas naturales que se encuentren en la zona.

 Gas en esquistos: Es conocido como shale gas, pues se encuentra en sectores compuestos por esquistos o pizarras (similar a la arcilla), por lo que presenta poca permeabilidad, requiriendo técnicas de fracturación específicas.

 Gas metano en capas de carbón: También conocido como coal bed methane o CBM. Este tipo de gas presenta un alto contenido de metano en los yacimientos de carbón. Para extraerlo, primero se extrae el agua, reduciendo la presión del gas para poder salir hacia el núcleo. Debido a la baja permeabilidad del carbón, también se estipula como necesaria una fracturación hidráulica.

 Hidratos de metano: Son moléculas de metano atrapadas en compuestos congelados del agua. Por lo mismo, no se espera que contribuyan a la producción de gas en al menos 20 años, por lo nuevo del recurso, la falta de información concluyente al respecto y la falta de métodos de extracción apropiados.

Considerando que en esta memoria se analizará la extracción de tight gas se hace importante tomar en cuenta los aspectos fundamentales para producirlo y las condiciones necesarias para encontrarlo. En primer lugar, como parte de su definición, este tipo de yacimientos requiere de manera necesaria la estimulación mediante la fractura hidráulica. La fractura hidráulica es una técnica que ayuda a extender y crear nuevas fracturas a lo largo de las formaciones, la que se genera posterior a la perforación, mediante la inyección de agua mezclada con arenas y aditivos químicos, bombeados a alta velocidad, lo que genera una presión superior a la resistencia de la roca provocando las fracturas o grietas. Cabe destacar que es óptimo perforar varios pozos pues esto genera mayor producción, un mejoramiento del diseño y por ende una disminución de costos. Al momento de realizar la estimulación es importante tener presente algunas consideraciones medioambientales que se enfocan principalmente en la posibilidad de introducir contaminantes a un acuífero cercano.

Una de las características esenciales para una buena producción de tight gas es poseer una adecuada área de flujo, o sea, que un pozo de gran diámetro atraviese la formación o que el

espesor productivo de la roca sea apreciable, sumado a una buena presión del reservorio y un potencial considerable. Este factor permite definir cuál es la técnica de estimulación adecuada para el pozo, pues el proceso de fractura hidráulica posee variaciones dependiendo de la zona a alcanzar, las que pueden incluir pozos horizontales o pozos multilaterales, temas que para esta memoria no serán considerados.

Por otra parte, se deben tener en cuenta las consideraciones del reservorio para generar un modelo de producción confiable y óptima. Los principales parámetros a considerar son: (Blanco & Vivas, 2014).

 Geología: Es fundamental conocer la estratigrafía a lo largo de la profundidad del pozo, junto con ello, los gradientes térmicos y de presiones.

 Continuidad: Para estimar la continuidad del desarrollo del reservorio, es necesario conocer el área de drenaje y su extensión. Para alcanzar un grado de producción seudo estable deben transcurrir muchos años debido a la baja permeabilidad. Se considera que el reservorio tiene continuidad cuando presenta fluidez y un ritmo de extracción constante, además de tener el área de drenaje condicionada por la ubicación, considerar el número de pozos perforados, el tamaño de las fracturas hidráulicas y el tiempo de producción.

 Tectonismo regional: Esta actividad puede afectar a la continuidad y morfología del yacimiento, incrementando los esfuerzos horizontales aplicados sobre la roca, generando nuevas o mayores fisuras o fallas. Para este caso de análisis, no se genera un efecto considerable de este parámetro en la cuenca de Magallanes debido a la baja actividad sísmica o volcánica medida, por lo que no es tomado en cuenta.

 Presencia de capas: Todos los reservorios presentan varias capas o estratos de suelo, con diferentes características mecánicas y físicas, profundidades, conformación geológica y resistencias a la fractura.

 Geomecánica: En la mayoría de los casos la fractura atraviesa varias capas y tipos de rocas a nivel horizontal y vertical, de manera que se hace esencial para el diseño de la estimulación, conocer el módulo de Young y la relación de Poisson.

 Permeabilidad: Hablando en particular de esta propiedad, cada reservorio presenta una distribución de permeabilidad, que varía a lo largo del yacimiento, sin embargo, se ha

comprobado que en rocas gasíferas que el valor promedio para estimar el caudal de producción presenta alta confiabilidad.

Fuera de todos estos requerimientos técnicos sobre el trabajo en pozos no convencionales de tight gas, existen requerimientos económicos preponderantes al momento de definir la productividad de un yacimiento y su rentabilidad. Una manera didáctica de evaluar las inversiones y recursos obtenidos de una extracción, es mediante un concepto desarrollado por Masters en 1979, denominado el triángulo de recursos.

Figura 2-5: Triángulo de recursos para el gas natural. Fuente: Blanco & Vivas, 2014

Se puede observar que a medida que nos acercamos a la base del triángulo, existe un aumento en los costos y de la tecnología requerida, además de disminuir la calidad del reservorio por extraerse de una zona de baja permeabilidad, aunque así mismo, el volumen de producción bruto es mucho mayor lo que pasa a ser económicamente rentable. De esta manera es que se hace factible la producción de pozos de tight gas, donde se encuentra este equilibrio entre la cantidad de extracción, la calidad del reservorio y los costos asociados a dicha operación.