ESTUDIO Y DESCRIPCIÓN DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES Y ANALISIS DE TECNOLOGÍAS APLICADAS Liberman Choque Canaviri, Gabriel Paz Mamani Cori, Nayra Magdiel Zeballos Salcedo RESUMEN ABSTRACT Introducción Existen países como Rusia, China, Argentina, Estados Unidos que ya se encuentran explotando sus reservas del tipo no convencional, como ser shale gas, shale oil, etc., algunos producen más que otros. De hecho el descubrimiento y exploración de petróleo y gas no convencional está asociado con el desarrollo de toda la industria del petróleo y el gas. En los Estados Unidos, el primer pozo de gas de esquisto se perforó en 1821, pero en los siguientes cien años, el gas de esquisto no había recibido atención teórica y práctica debido a las condiciones técnicas [5], esto se debía a que no existía la tecnología necesaria para poder extraer aquellos recursos no convencionales. Sin embargo en los últimos años gracias al avance de la tecnología, se han aplicado ampliamente tecnologías como la perforación horizontal, la fracturación por etapas, etc., para poder explotar este tipo de reservorios. Y precisamente con el desarrollo de este artículo se quiere realizar un análisis más profundo acerca de los diferentes tipos de reservorios no convencionales y que tecnologías se aplican a este tipo de reservorios, pero como primer punto es necesario saber que es un reservorio convencional. 1. Definición de convencional reservorio yacimiento o la viscosidad del fluido con nuevas tecnologías.[5] Los reservorios no convencionales se caracterizan por su baja permeabilidad y porosidad. En estos los hidrocarburos se encuentran encerrados u ocluidos en millones de poros microscópicos no conectados entre si; por este motivo, los hidrocarburos no pueden desplazarse por el interior de la formación ni escaparse de ella a menos que se produzcan fisuras naturales por movimientos en la corteza terrestre o fisuras artificiales producidas con el objetivo explícito de explotar el recurso-estimulación hidráulica o fracking. La explotación de los reservorios no convencionales tiene alta dependencia del desarrollo de tecnologías complejas y consecuentes mayores costos. De modo genérico se le dio el nombre4 de no convencional a todos los reservorios que difieren de las trampas convencionales, pero existen diferentes tipos como como se ve en la figura 1 y 2.[38] no Este tipo de hidrocarburos se asocian a rocas pelitica las cuales son las más abundantes en todo el planeta.[23] En el pasado, el petróleo y el gas no convencional se referían al petróleo y al gas que no pueden alcanzar la producción industrial natural con tecnologías tradicionales y solo pueden explotarse económicamente mejorando la permeabilidad del FIG.1 Recursos en reservorios convencionales y no convencionales FUENTE: A continuación describiremos algunos de los tipos de reservorios no convencionales: FIG.2 Rasgos típicos de porosidades y permeabilidades en sistemas convencionales, tight y shale 2. CLASIFICACION Y DESCRIPCIÓN DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES Al hacer referencia a reservorios no convencionales, estamos frente a una disponibilidad de opciones mucho más amplia que la habitualmente planteada; concretamente: heavy oils, tar sands, oil shale, shale gas/oil, tight, CBM (coald bed methane) e hidratos de metano, como se muestra en la figura 3. FIG.3 Taxonomía de (Stinco, 2009) FUENTE: reservorios Hidratos de gas: también denominados caltratos, se generan y almacenan en sedimentos marinos actuales, profundos, depositados en los fondos marinos. El gas natural se encuentra en forma de solidos cristalinos, como cristales de hielo, que consisten en moléculas de metano densamente empaquetadas rodeadas por moléculas de agua, el metano se encuentra cristalizado debido a las altas presiones y bajas temperaturas reinantes[36], por lo que su explotación estaría aun lejana aunque con alta potencialidad dada por sus volúmenes no menores (Garcia, 2012)[46] . Estados Unidos es el país que lidera el estudio de este tipo de recurso energético y del desarrollo de las tecnologías que pueden permitir su futuro aprovechamiento industrial. En cualquier caso conviene puntualizar que su explotación comercial, si algún día llega a producirse, se encuentra aun lejana. Sin embrago los recursos de este tipo de gas no convencional son muy superiores a los del gas convencional. [36] Los hidratos de gas son solidos, similares al hielo, compuestos de jaulas rigidas de moléculas de agua que encierran molecculas de gas, principalmente metano. Pueden formarse y permanecer estables a altas presiones y relativamente bajas temperaturas, desde que este presente suficiente cantidad de hidrocarburos.[27] Los hidratos de gas natural con quizás el mayor volumen de gas en su lugar, plantean los mayores desafíos futuros con respecto a la tecnología, la economía y el medio ambiente.[6] La composición química juega un papel importante en la estabilidad de estos hidrocarburos. Por ejemplo un porcentaje de etano permite la existencia de hidratos a mas baja presión y mayor temperatura. Con 10% de etano en la mezcla de gas, los hidratos son estables a 6 atmosferas de presión, mientras que los hidratos de metano puro son estables solamente a presiones sobre 40 atmosferas.[29] A nivel mundial hay fundamentalmente dos ambientes donde se encuentran hidratos en grandes cantidades: (i) bajo la capa del suelo congelada permanente (“permafrost”) en el Artico en condiciones de cierta presión (profundidades de algunos cientos de metros) y de temperatura relativamente bajas, y (ii) en sedimentos marinos de los margenenes continentales bajo condiciones de mayor presión (profundidades de 1-4 km) y mayor temperatura (Macleod, 1982; Kvenvolden y Barnard 1983; Claypool y Kvenvolden, 1983; Miles, 1955; Suess et al., 1998; Verma et al., 2000;).[28] Los hidratos de gas son de un material parecido al hielo, compuesto por moléculas de agua en estado solido, cuya estructura cristalina atrapa una molecula de gas metano, este gas proviene de la descomposición de microbios de la materia organica, se cree que las reservas de gas en forma de hidratos congelados son enormes, incluso que duplican todas las reservas conocidas de gas y petroelo del mundo, estos se encuentran en fondos oceánicos y en menor medida en los suelos congelados en zonas árticas.[43] Los hidratos son inestables y cualquier cambio de presión y temperatura o estructura puede producir la disociación de los hidratos y escape brusco del metano. La disociación de los hidratos de gas puede ser lenta o explosiva (figura 4), esto va a depender del contenido y concentración del gas en los hidratos y cuan rapidos sean los cambios de las condiciones de presión y temperatura.[30] FIG.4 Disociación explosiva de hidratos de gas, en diapiros de arcilla de la cuenca del mar Caspio. FUENTE: El hidrato de gas natural (NGH), compuesto principalmente por metano, es un compuesto cristalino parecido al hielo formado por agua y gas natural a alta presión y baja temperatura. El hidrato de gas natural tiene las características de una alta capacidad de almacenamiento de gas y una condición de almacenamiento leve, ya que el volumen unitario de hidrato de gas natural puede contener 160~180 m3 (en condición estándar). En 1990, Gudmundsson propuso en primer lugar que el HGN puede ser preservado a presión atmosférica y a una temperatura inferior a 258,15 K. Debido a la capacidad de almacenamiento de gas favorable y a las condiciones de presión y temperatura, el almacenamiento y transporte en forma de hidratos tiene enormes ventajas sobre casi otras tecnologías comunes como el gas natural comprimido (GNC), el gas natural licuado (GNL) y el gas natural por gasoductos (GPL), especialmente en los océanos, los desiertos y los yacimientos de gas de tamaño medio donde la energía y el agua dulce son escasas. El NGH proporciona una nueva opción para el almacenamiento y transporte de gas, muchas investigaciones fundamentales y tecnologías de NGH han sido investigadas extensamente en los últimos años.[51] Shale oil y shale gas: Los términos no son muy adecuados puesto que implican que los hidrocarburos se encuentra en lutitas, lo cual no siempre es cierto. Aquí, el lector debe interpretar la palabra shale (lutita) en sentido muy amplio, incluyendo lutitas ricas en materia orgánica, margas organógenas, etc., es decir, las litologías que constituyen las rocas madre de hidrocarburos: rocas con tamaño de grano muy fino, ricas en materia orgánica y con muy bajos valores de porosidad y permeabilidad matricial. En otras palabras, el shale oil y el shale gas son los hidrocarburos, ya sea petróleo o gas, que se encuentran almacenados en la roca madre en la que se generaron. En consecuencia, en el caso del shale oil y del shale gas, la roca madre del sistema es también la roca reservorio. En castellano, el término shale gas se está traduciendo como “gas de pizarra” o “gas de esquisto”, por lo que adolece de una imprecisión similar, o incluso mayor, que la propia de su equivalente en inglés. Debe entenderse el gas contenido en la propia roca generadora, independientemente de su composición litológica. En cualquier caso, el shale oil y, especialmente, el shale gas son los tipos de acumulaciones no convencionales de hidrocarburos cuya exploración-producción está experimentando un mayor auge en los últimos años, así como una creciente repercusión en los medios de comunicación. Las reservas mundiales de gas asociadas a este tipo de acumulaciones son muy importantes.[36] Los reservorios de shale gas se pueden describir como gas natural que se encuentra en depósitos de esquistos. Los esquistos son rocas sedimentarias de grano fino que se encuentra por todo el mundo en cuencas sedimentarias. Se forman a partir de la deposición de sedimentos orgánicos y posterior compactacion con partículas muy pequeñas de sedimentos, limo y arcilla, integrados por minerales como ilita, caolinita y esmecita, cuarzo y feldespato. Las lutitas de color negro son las que tienen mayor porcentaje de materia orgánica y pueden contener gas o petróleo. El gas se encuentra almacenado dentro del sistema mucroporo, o bien absorbido en la materia orgánica.[24] Por su parte el gas de esquisto, al igual que el petróleo de esquisto, se encuentra en la roca sedimentaria detrítica arcillosa rica en materia orgánica siendo en este caso la roca madre también la roca del reservorio. Estos tipos de yacimientos requieren la utilización de pozos horizontales y de técnicas como aquélla de fractura hidráulica la cual consiste en inyectar agua con arenas especiales a elevada presión lo que fractura la roca y permite que el gas natural atrapado en la formación fluya hacia la superficie. Sin embargo esta técnica pudiera tener implicancias medioambientales las cuales serán abordadas más adelante.[46] 3. ANALISIS Y CARACTERISTICAS DE TECNOLOGÍAS APLICADAS A RESERVORIOS NO CONVENCIONALES El desarrollo de petróleo y gas no convencional aún enfrenta cuatro dificultades: la rápida disminución de la producción causada por la insuficiente energía de formación y la ineficacia del método de reposición de energía después de la fractura, bajo rendimiento de "puntos no dulces", la dificultad del desarrollo rentable debido al alto costo de construcción de un solo pozo y el bajo precio sostenido del petróleo, y la dificultad de la reconstrucción del pozo para volver a fracturarse a bajo costo debido a la gran cantidad de perforaciones dispersas y agrupadas que se extienden por todo el pozo y las herramientas de fractura por etapas en el pozo después de la fractura inicial de los pozos horizontales.[4] Con la mejora de la tecnología de desarrollo de yacimientos y la disminución de los recursos de hidrocarburos convencionales, el gas no convencional como el gas de esquisto y el gas estanco se ha valorado en los últimos años (Umbach 2013, Yan et al. 2016; Zhu et al. 2016). La formación de gas no convencional es muy estrecha y contiene cantidades de poros a nanoescala (Yang et al. 2015b). Por lo general, no hay producción industrial natural a menos que se aplique fractura hidráulica y las microfracturas estén bien desarrolladas en yacimientos de gas no convencionales (Wang, Reed 2009). Por lo tanto, es necesario comprender la dinámica en medios porosos herméticos microfracturados y luego predecir la permeabilidad efectiva de la matriz.[3] Refiriéndose al modo de tecnología de América del Norte, el avance de la producción inicial en el "punto óptimo" de petróleo y gas no convencional se ha realizado en China por la tecnología de fracturación de volumen de desarrollo propio.[4] Una de las técnicas empleadas en este tipo de reservorios son: Tecnología de estimulación de reservas controladas por fractura Aplicaciones de nanopartículas para la fracturación hidráulica de depósitos no convencionales Nano tomografía computarizada Tecnología de estimulación de reservas controladas por fractura La tecnología de estimulación de "reservas controladas por fractura" consiste en formar sistemas de fractura que coincidan con los "puntos dulces" y los "puntos no dulces" en un alto grado mediante la optimización para realizar la producción tridimensional y el desarrollo económico y eficiente de recursos de hidrocarburos no convencionales. Con esta tecnología, se establecen patrones de pozos que coinciden con el bloque y el sistema de fractura correspondiente para hacer que la producción acumulada producida por fracturas hidráulicas de pozos individuales esté cerca de las reservas objetivo bien controladas, maximice el coeficiente de estimulación inicial del depósito, extienda la fracturación haga un ciclo o evite la fracturación de los pozos horizontales, y finalmente logre una producción eficiente y de acción prolongada y desarrolle eficazmente a escala los recursos inferiores e ineficientes.[4] Enfoque de realización de la tecnología de estimulación basada en "reservas controladas por fractura" Con el fin de alcanzar el objetivo de la optimización del diseño de estimulación de “reservas controladas por fractura”, se propone la ruta técnica de “tres optimizaciones y tres controles”, es decir, optimizar el espacio adecuado para realizar el control del rango del cuerpo de arena, optimizando la fractura sistema para realizar el control de las reservas geológicas y optimizar el método de reposición de energía para realizar el control de la disminución de la producción de un solo pozo. Los métodos técnicos principales incluyen la optimización del espacio entre pozos en el modo de operación de plataforma grande, la optimización de los parámetros de fractura en función del principio de maximizar el coeficiente de estimulación y la optimización del fluido de inyección con el objetivo de complementar la energía y aumentar la eficiencia.[4] Aplicaciones de nanopartículas para la fracturación hidráulica de depósitos no convencionales En este trabajo se realizó una revisión del conocimiento actual y el estado de la aplicación de nanopartículas para las estimulaciones de fracturación hidráulica de los reservorios no convencionales. Se enfatizaron las aplicaciones y mecanismos, los hallazgos y las limitaciones técnicas. Se presentaron los comentarios finales y las instrucciones para futuras investigaciones. La literatura revisada sugiere que las aplicaciones de nanotecnología para la fracturación hidráulica de reservorios no convencionales ofrecen oportunidades prometedoras y emocionantes para superar las limitaciones de la tecnología convencional, y podrían ser el "cambio real" en los estímulos de fracturación hidráulica en un futuro no muy lejano.[7] Nano tomografía computarizada Con la profundización de la investigación interdisciplinaria, la tecnología de observación de alta resolución se ha aplicado a la caracterización de reservorios no convencionales. Los predecesores utilizaron la tecnología de la serie tomografía computarizada (CT) de micrones, nano CT y microscopía electrónica de barrido de frijoles iónicos enfocados (FIB-SEM) para llevar a cabo un trabajo de investigación muy fructífero en reservorios no convencionales, y obtuvieron una serie de importantes conclusiones de investigación. Sin embargo, con un estudio en profundidad y la retroalimentación de la practica, la tecnología ha expuesto gradualmente muchos problemas centrales, como un alto costo, una división del umbral de CT irracional y un tamaño de muestra representativo deficiente.[8]
