1.- DURANTE LA PERFORACION
Primeramente se perfora un pozo vertical, al igual que en los yacimientos convencionales. La Broca desciende a una profundidad de miles de metros o pies, segun la zona de exploración y la capa objetivo. Puede llegar incluso a mas de 5.000 metros (15.000 pies), lo que equivaldría a meter en la tierra la altura de 26 rascacielos.
Una vez encontrada la capa o formación objetivo en la profundidad, la broca es dirigida horizontalmente y allí puede tener una trayectoria entre los 1.000 y 2.000 metros.
Una tubería de revestimiento (acero) se cementa y se utiliza para aislar y proteger los acuiferos someros (superficiales), proporcionando la principal barrera de aislamiento de lodos de perforación, el fluido de estimulación y del hidrocarburo que se extraerá.
La perforación horizontal y la estimulación hidráulica son tecnologías que la industria viene utilizando con éxito por décadas para cubrir una mayor sección de la formación rocosa. Se logra desviando la tubería de perforación para llegar de una forma eficiente y segura a las formaciones profundas de la roca donde se encuentra el hidrocarburo. Por naturaleza del proceso, la estimulación hidráulica puede producir micro sismicidad. Sin embargo cualquier movimiento es imperceptible en la superficie debido a la profundidad del pozo, por lo que esta microsismicidad no representa un riesgo grave.
2- ESTIMULACION HIDRAULICA
Este proceso se lleva a cabo al finalizar la perforación de un pozo, con el proósito de crear microfracturas en el yacimiento de interés para producir el hidrocarburo. Consiste en inyectar un fluido a la capa objetivo que contiene el hidrocarburo, creando microfisuras (de grosor menor a la hebra de un cabello) por la alta presión con el que es inyectado en las formaciones rocosas, permitiendo la liberación del crudo o gas que se pondrá a producir a través del pozo.Imagen
Este proceso se repite a intervalos regulares a lo largo del pozo horizontal lo que se denomina estimulación multi - etapa. Las microfisuras creadas se extienden en un radio de 100 a 200 metros del centro del pozo perforado. Este proceso dura aproximadamente dos semanas.
El fluido contiene propante (arena o ceramica granulada ) que penetra en las microfisuras, manteniendolas abiertas para facilitar la producción del hidrocarburo. La estimulación hidráulica ya se ha aplicado desde hace decadas en pozos de yacimientos convencionales para incrementar la productividad de los mismos.
COMPONENTES DEL FLUIDO DE ESTIMULACION
El fluido empleado en la fracturación hidráulica es inyectado a alta presión para generar las microfisuras. El mismo consta en 90% de agua, 9.5% de arena o cerámica granulada (propante) y 0.5% de aditivos (muchos de estos se encuentran en productos de uso doméstico como detergentes y maquillaje). Las cantidades de agua requerida son menores de las que emplearía alguna otra fuente para generar energía.
Cuando culminan las operaciones de estimulación hidráulica, parte del fluido inyectado retorna a la superficie, lo cual se conoce como flujo de retorno (flowback), seguido del petróleo a extraerse. Este fluido recuperado es separado en superficie, pudiendo el agua ser reutilizada en nuevos procesos de estimulación hidráulica o tratada para cumplir con las normativas ambientales.
3 - PRODUCCION
Completado el proceso , todo el equipo implementado se retira. Luego con una pequeña válvula o cabezal el pozo comienza su producción hasta unos 30 años dependiendo de sus reservas, sin ser necesario intervenir con una nueva estimulación hidráulica.
-----
POROSIDAD DE LAS LUTITAS
La porosidad es comúnmente definida como la fracción de volumen total de
la roca que corresponde a espacios vacíos que pueden almacenar fluidos,
insinuando una medida de la capacidad de almacenamiento en la rocas,
aunque para las lutitas esta capacidad implican muchos más factores.
Sanders (1998), establece para las lutitas intactas, una porosidad
porcentual de 1-10 (total) y 0.5-5 (eficaz); una vez, las lutitas se
encuentran fracturadas pueden oscilar entre un rango porcentual de
30-50(total), siendo incluso mayor en condiciones alteradas por fractura
que la arenisca que alcanza valores porcentuales de 5-35(total)
.
La porosidad a considerar en éste tipo de yacimientos es la secundaria (fracturas y microofracturas naturales).
.
Por otro lado, la porosidad en las rocas puede obtenerse fácilmente a
partir de registros sonicos, registro de densidad o registro de
neutrones.
PERMEABILIDAD
La permeabilidad es comúnmente definida como la capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, normalmente medida en darcies o milidarcies. . La porosidad, así como la permeabilidad, son resultado de diversos factores diageneticos y depósitacionales. La materia orgánica y los sedimentos, se encuntran en la depositacion del proceso sedimentario, dando resultado la lutita petrolífera. .
La experiencia con éste tipo de yacimientos muestran que la permeabilidad de una lutita petrolífera se encuentra entre un microDarcy y un nanoDarcy, la cual es afectada por su granulometría pequeña, grado de compactación de la roca, el reacomodo de los granos (estructura laminar) y la presión de sobrecarga, dando como resultado poros mal interconectados.
Con base a lo anterior, la permeabilidad en éste tipo de yacimientos es básicamente nula, al no existir una porosidad efectiva, no dejando alternativas para que actualmente el metodo de producción para éstas sea el fracturamiento hidráulico.
Por ↪ @ingenieroafgm
-----
Contrario a lo que las personas piensan los hidrocarburos que se
encuentran en yacimientos convencionales y no con-vencionales son
iguales, se trata del mismo gas y del mismo petróleo. Lo que los hace
distintos es el tipo de yacimiento en el que se encuentran.
En los yacimientos convencionales, las rocas donde se encuentra
el hidrocarburo tienen características de alta porosidad y
permeabilidad. El hidrocarburo migró desde la roca generadora
hacia reservorios atrapados o trampas donde se acumuló sin
migrar a la superficie. Debido a los sellos naturales, en general
este tipo de yacimientos pueden desarrollarse mediante pozos verticales
con técnicas tradicionales de extracción.
Por su parte, los yacimientos no convencionales contienen
hidrocarburos que todavía se encuentran en la roca generadora.
Estos se encuentran en condiciones geológicas que hacen que el
movimiento del fluido sea muy lento debido a las rocas poco permeables.
Por lo tanto, este tipo de yacimiento debe desarrollarse con la
técnica de estimulación hidráulica, mediante la cual se
realizan micro fracturas en la roca para liberar el
hidrocarburo.
Con el fin de incrementar el flujo del hidrocarburo en los
yacimientos no con-vencionales se realiza un procedimiento
denominado estimulación hidráulica, el cual fue desarrollado en
los años 40 y es comúnmente utilizado en los yacimientos convencionales
en el país.
Yacimientos no convencionales
Crudo Asociado a Lutitas o Shale Oil o Shale Gas: petróleo
o gas que se encuentra atrapado en un tipo de roca arcillosa con muy
baja permeabilidad denominado Shale o Lutita.
Yacimientos de crudo o gas apretado: crudo o gas proveniente de cualquier yacimiento o rocas de baja porosidad y permeabilidad.
Crudo Pesado: Petróleo en estado líquido de alta viscosidad que no fluye fácilmente.
Arenas Bituminosas: arenas impregnadas en bitumen, que es un hidrocarburo de muy alta densidad y viscosidad.
Gas Metano asociado a mantos de carbón: gas
natural extraído de capas de carbón. Debido a su alto contenido
en materia orgánica el carbón retiene gran cantidad de gas
adsorbido
Por ↪ @ingenieroafgm
La porosidad es comúnmente definida como la fracción de volumen total de la roca que corresponde a espacios vacíos que pueden almacenar fluidos, insinuando una medida de la capacidad de almacenamiento en la rocas, aunque para las lutitas esta capacidad implican muchos más factores.
Sanders (1998), establece para las lutitas intactas, una porosidad porcentual de 1-10 (total) y 0.5-5 (eficaz); una vez, las lutitas se encuentran fracturadas pueden oscilar entre un rango porcentual de 30-50(total), siendo incluso mayor en condiciones alteradas por fractura que la arenisca que alcanza valores porcentuales de 5-35(total)
.
La porosidad a considerar en éste tipo de yacimientos es la secundaria (fracturas y microofracturas naturales).
.
Por otro lado, la porosidad en las rocas puede obtenerse fácilmente a partir de registros sonicos, registro de densidad o registro de neutrones.
