Tipos de Yacimientos No Convencionales

Tipos de Yacimientos No Convencionales

En los últimos 20 años, se han investigado y desarrollado distintos tipos de yacimientos no convencionales, especialmente por una disminución de las reservas remanentes en yacimientos convencionales alrededor del mundo.

Sin embargo, la explotación de estos tipos de yacimientos no convencionales requiere de una alta inversión en tecnología para que su explotación sea rentable, especialmente la aplicación de técnicas como el fracking, que ha causado cierto revuelo en el ámbito medioambiental.

Los yacimientos no convencionales han sido un “boom” en los últimos 20 años, postergando más en el tiempo el fin de la energía fósil.

A pesar de las recientes alternativas de energías más limpias, aún siguen en una lenta expansión, por lo que se avizora que la industria petrolera, y específicamente los yacimientos no convencionales, se convierta en el recurso energético predominante de las próximas décadas.

En este artículo desarrollaremos las características más importantes los diferentes tipos de yacimientos no convencionales: petróleo y gas en esquistos (Shale Oil y Shale Gas), CBM (Coal Bed Methane), yacimientos de gas apretados y yacimientos de hidratos de gas.

Petróleo de Esquistos (Shale Oil)

Generalidades

Estas son rocas sedimentarias de grano fino, ricas en material orgánico inmaduro llamado kerógeno.

El esquisto bituminoso es una roca madre que no fue enterrada a una profundidad suficiente para alcanzar la madurez térmica, necesaria para transformar el kerógeno en petróleo y/o gas.

Contiene más materia mineral inerte (carbonatos, silicatos o incluso sulfuros) que el carbón. Su poder calorífico, triturado y quemado directamente, oscila entre (500-4.000 Kcal/kg).

El petróleo de esquisto existe en muchos países, incluidos Estados Unidos, Alemania, China, Brasil, Marruecos y Jordania.

Se utiliza a escala comercial sólo en Estonia (en centrales eléctricas). Se estima que el petróleo de esquisto es aproximadamente 2,6 x 1012 bbl como equivalente de petróleo del volumen mundial, mientras que los EE.UU. tienen alrededor de 2,1 x 1012 según la USGS.

Hay 3 tipos de calidad de petróleo de esquisto: (5-10 gal de petróleo/1T de roca), (10-25 gal/T) y (25-100 gal/T), siendo el último tipo el más atractivo económicamente.

Extracción

El petróleo de esquisto se produce mediante minería superficial o subterránea (método de cámara y pilar).

La roca extraída (esquisto bituminoso) se envía para un proceso químico llamado pirólisis, durante el cual la roca triturada se calienta a 400-500 °C (libre de oxígeno), de modo que el kerógeno se convierte en petróleo y gas de esquisto.

La producción in situ, combinados con métodos de ingeniería petrolera, se utilizan como resultado de consideraciones ambientales.

Los pozos se perforan con calentadores eléctricos en el interior del área del proyecto, que calientan la roca lentamente durante aproximadamente 1 a 2 años o más.

El petróleo (y/o gas) se bombea a pozos tradicionales con profundidades que oscilan entre 1.000 y 2.000 pies.

Explotación comercial y problemas ambientales

Desde 1912 se han hecho intentos fallidos de producir petróleo a partir de esquisto bituminoso y competir con el petróleo convencional.

Sin embargo, debido a los precios actuales del petróleo y al agotamiento de las reservas convencionales, la recuperación del petróleo de esquisto ha mejorado mucho.

Las tecnologías in situ de Royal Dutch Shell requieren 1.200 MW de potencia por cada 100 Mbbl de petróleo producido.

El coste medio de producción del petróleo de esquisto es superior a 60 dólares por barril, lo que es comparativamente alto.

Cuando cesa la operación de extracción de esquisto, el agua subterránea se filtra hacia el área de operación, que se ha vuelto permeable debido a la producción y puede filtrar hidrocarburos o productos químicos residuales, por lo que puede usarse para mejorar la recuperación.

Sin embargo, debido a su fuerte impacto ambiental (por ejemplo, contaminación de las aguas subterráneas), los ambientalistas se oponen a la producción y uso de esquisto bituminoso.

CBM (Coal Bed Methane)

Generalidades

El coal bed methane o metano asociado a mantos de carbón (CBM) es gas natural que se almacena en vetas de carbón profundamente enterradas.

Se ha utilizado junto con ventilación y/o pozos de producción perforados para despresurizar las capas de carbón y prevenir la formación de una mezcla explosiva de aire y metano durante la minería del carbón.

El carbón se origina a partir de materia orgánica enterrada en un ambiente libre de oxígeno.

Durante el proceso de transformación se produce metano biogénico. Con un mayor entierro, los enlaces carbono-carbono se rompen generando gas e hidrocarburos líquidos.

Los carbones bituminosos enterrados a mayor profundidad se craquean generando metano termogénico.

Durante estas transformaciones, el carbón se contrae, la microporosidad aumenta, la resistencia del carbón disminuye y se producen fracturas.

Las vetas de carbón generalmente contienen metano, pero en ellas también pueden aparecer dióxido de carbono CO2, nitrógeno N2, etano C2H5, sulfuro de hidrógeno H2S e hidrógeno H2.

La cantidad de gas adsorbido a poca profundidad suele ser mayor que la cantidad de gas convencional ubicado a la misma profundidad; depende de la presión, el tipo de carbón, la temperatura y el soterramiento.

La distribución del volumen de gas CBM es la siguiente:

  • América del Norte (33%).
  • Ex Unión Soviética (44%).
  • Asia Central, incluida China (13%) y otros países (10%).

Estimaron los recursos totales mundiales de CBM en 9.090 Tcf.

Extracción

El movimiento de fluidos en el carbón está controlado por la difusión en la matriz del carbón y por el flujo de Darcy en un sistema de fractura.

El sistema de diaclasas se llena con agua en su condición inicial en la mayoría de los depósitos CBM.

Si la intensidad del acuífero es baja o moderada, la presión del yacimiento disminuye al producir agua a proveniente de la diaclasa, en consecuencia, la cantidad de gas excede la saturación crítica de gas y el gas fluye hacia el pozo.

Debido a la disminución de la presión, la permeabilidad de la diaclasa disminuye, sin embargo, debido a la desorción, la permeabilidad aumenta. Estos dos efectos opuestos determinan el origen de la permeabilidad y la capacidad del pozo.

Producción mejorada en CBM

La inyección de CO2 y N2 para desplazar al CBM se encuentra sólo en su fase experimental. La inyección de gas mejora significativamente la recuperación de CBM.

Los factores de recuperación en casos de laboratorio son >94%. La inyección se lleva a cabo para desplazar el metano adsorbido en la superficie del carbón (kerógeno) sin disminuir la presión del yacimiento.

El CO2 desplaza frontalmente al metano, mientras que el N2 disminuye la presión parcial del CH4, lo que provoca su desorción.

El CO2 se adsorbe en la superficie del carbón hasta que el N2 se abre paso prácticamente sin adsorción.

La adsorción de CO2 produce un hinchamiento del carbón y una reducción de la permeabilidad (por ejemplo, 100 veces menor).

En el caso de la inyección de nitrógeno, el N2 se abre paso muy pronto, pero la permeabilidad de las diaclasas puede multiplicarse por 10 en comparación con su extensión original.

Yacimientos apretados de gas

Un yacimiento apretado de gas es aquel que tiene una permeabilidad inferior a 0,1 mD.

La arena se llama apretada porque tiene baja permeabilidad debido a la cementación, compactación, mala clasificación y/o granos finos de roca.

Propiedades

Los yacimientos apretados de gas presentan este tipo de roca arenisca que plantea dificultades debido al fenómeno de “jaula de permeabilidad”.

Este concepto se refiere a la combinación de baja permeabilidad intrínseca del medio con la presencia de capas o lentes de mayor permeabilidad, creando compartimentos estancados dentro del reservorio.

La “jaula de permeabilidad” conduce a comportamientos inusuales en las curvas de permeabilidad relativa (capilaridad).

Esto puede incluir efectos como resbalamiento de gas, difusión o flujo turbulento en diferentes zonas del reservorio debido a la variación de permeabilidad.

Esta complejidad dificulta la predicción de la eficiencia de recuperación para los ingenieros de reservorios.

Lugares de ocurrencia y estimación de recursos

La distribución del volumen de gas en yacimientos apretados, en 2001, fue la siguiente:

  • América del Norte (19%).
  • América Latina (17%).
  • Europa occidental (5%).
  • Europa central y oriental (1%).
  • Ex Unión Soviética (12%).
  • Oriente Medio y África del Norte (11%).
  • África subsahariana (10%).
  • Asia central, incluida China (15%).
  • Pacífico (10%).

Se estima que en 2001 el mundo tenía un volumen total de 7.405 Tcf de gas ubicado en yacimientos apretados.

Tecnología de recuperación y extracción

El gas no convencional es difícil de producir debido a su baja permeabilidad y a que los mecanismos de producción son deficientes, lo que resulta en altos costos de producción.

El mecanismo de producción implica expansión, compactación y turbulencia alrededor del pozo debido al rango de permeabilidad microdarcy.

La permeabilidad también podría disminuir alrededor del pozo debido a la carga de presión, por lo que se requiere un espaciamiento ajustado entre los pozos y/o fracturamiento o terminación del pozo horizontal. Se prefiere la fracturación hidráulica multietapa.

Para una producción eficiente y económica a partir de yacimientos de gas compactos, se requiere estimulación de pozos tanto verticales como horizontales.

La formación se fractura para tener una buena comunicación entre la roca yacimiento y el pozo.

El factor de recuperación varía desde menos del 10 % hasta más del 50 % del gas original en sitio, debido a la complicada estructura de los poros, la litología, la morfología y el mecanismo impulsor.

Se estima que la producción de yacimientos apretados de gas entre 2010 y 2030 será de aproximadamente 5,5 a 6 Tcf/año en los EE. UU., lo que es un valor significativo.

Hidratos de Gas Natural

El hidrato de gas es una red cristalina en forma de jaula de hielo o nieve compacta. Se forma solo en presencia de agua líquida (con interfaz gas-líquido) incluso a temperaturas positivas.

El hidrato puede encenderse y quemarse, dejando un residuo de agua que no se evapora durante la combustión.

Los hidratos de gas se comportan más como soluciones de gases en sólidos cristalinos que como compuestos químicos.

Las moléculas de hidrocarburo ocupan los espacios vacíos dentro de la red de moléculas de agua. La estructura del agua similar al hielo se debe a calores de formación comparables.

Sin embargo, la red de hielo no proporciona espacio ni para la molécula de hidrocarburo más pequeña.

La red de hielo no deja espacio ni siquiera para la molécula de hidrocarburo más pequeña.

Tipos de Hidratos de Gas Natural

Existen dos tipos de hidratos:

Cristal hidratado tipo I:

  • Presenta 6 cavidades medianas y 2 cavidades pequeñas.
  • Contiene 46 moles de agua.
  • Si todas las cavidades se llenan con moléculas más pequeñas (CH4, H2S, CO2, etc.), la fórmula general es 8M46 H2O. Si sólo se llenan huecos grandes, la fórmula general es M72/3 H2O.

Cristal de hidrato tipo II:

  • Presenta 16 cavidades pequeñas y 8 cavidades grandes.
  • Contiene 136 moles de agua
  • Su fórmula es 8M136 H2O o M17 H2O.

Los componentes cuyo tamaño es mayor que las grandes cavidades de los cristales de hidrato no forman hidratos en absoluto.

Dependiendo del tipo de cristales de hidrato, existen diferentes fórmulas de hidratos naturales: hidrato de metano (de cristal de hidrato tipo I), hidrato de propano (de cristal de hidrato tipo II) e hidrato compuesto (es decir, propano + H2S).

Los componentes del gas que forman hidratos son los siguientes: CH4, C2H6, C3H8, iC4, H2S, CO2, SO2, N2 y H2.

La densidad del hidrato es de 0,9 g/cm3. El calor de formación del hielo es de 12,35 kcal/mol y el del hidrato es de 14-17 o 29-32 kcal/mol.

Por encima de la temperatura crítica de un componente determinado, no se forma hidrato.

Las temperaturas críticas son las siguientes: para el etano (14,4 ᵒC), propano (8,5ᵒC), isobuteno (2,1ᵒC), dióxido de carbono (10 ᵒC) y H2S (29,5ᵒC) y prácticamente ninguna temperatura crítica para CH4 y N2.

Lugares de ocurrencia y estimación de recursos

El hidrato de metano se produce a alta presión y baja temperatura en el Ártico, debajo del permafrost como “cantos rodados” en el fondo del mar y debajo del fondo del océano a profundidades de más de 500 metros.

Los depósitos de hidratos pueden tener varios metros de espesor. Si estos ocurren en rocas sedimentarias, el valor de la saturación de hidratos y la permeabilidad de la roca para la producción futura es muy importante.

Se estimaron que los recursos de gas de hidrato de metano eran de aproximadamente 731.000 Tcf en 2001.

Se pueden utilizar los siguientes métodos para su posible extracción:

  • Reducir la presión del yacimiento por debajo de la presión de equilibrio de hidratos (una situación de deposición favorecida cuando un yacimiento de gas tiene una “capa de hidratos”)
  • Métodos térmicos.
  • Inyección de productos químicos para la disociación.

El modelado de la producción de gas a partir de acumulaciones de hidratos ubicadas en estructuras subterráneas se puede realizar con modelos numéricos elaborados por métodos térmicos y/o químicos en yacimientos convencionales.

El campo Messoyakha es el único campo de gas relacionado con un depósito de hidratos que se produjo a escala comercial.

Estados Unidos y Japón han iniciado su intención de contar con su tecnología para la producción comercial de hidratos para el período 2016-2020.

Sin embargo, parece que los depósitos de hidratos sólo se convertirán en una fuente de energía disponible en un futuro lejano.

Shale Gas

El shale gas es el gas producido a partir del esquisto. El esquisto es una roca sedimentaria clástica, bien estratificada, con partículas del tamaño de arcilla, que se considera como roca fuente y/o de capa.

La permeabilidad de la lutita varía entre el rango de microdarcy y nanodarcy. Esta baja permeabilidad requiere de completamientos extensos para la viabilidad comercial de los yacimientos.

En el rango de nanodarcy, el flujo dominante es por difusión, mientras que en el rango de microdarcy domina el flujo viscoso.

Características del Shale Gas

El desarrollo comercial de muchos yacimientos de lutitas ha sido posible gracias al uso de técnicas de estimulación y perforación horizontal. Cada yacimiento de esquisto presenta las siguientes características:

  • Área central compacta y óptima (por ejemplo, con una concentración de recursos de 150-200 Bscf/milla cuadrada y una recuperación final de 3 Bscf/pozo horizontal).
  • Una superficie media de producción de dimensiones razonables.
  • Un área marginal extensa (por ejemplo, con una concentración de recursos de 50-70 Bscf/milla cuadrada y una recuperación final de aproximadamente 1 Bscf/pozo horizontal).

La alta calidad del recurso del gas de esquisto está representada por:

  • Gran espesor de producción (normalmente entre 50 y 600 pies).
  • La porosidad es >3 % (típicamente 2-8 %).
  • Alta presión (zona de sobrepresión).
  • El total del carbono orgánico es > 2% en peso (normalmente 1-14%).
  • Una mayor madurez térmica reduce la materia orgánica in situ y crea más espacio poroso para almacenar gas.
  • Esfuerzos in situ favorables para el fracturamiento hidráulico.
  • La profundidad suele ser de 1.000 a 13.000 pies.

Uso comercial y economía

Los recursos recuperables son probablemente bastante grandes en América del Norte según la cantidad de datos geológicos y de yacimientos disponibles.

Sin embargo, los costos y la asequibilidad aún son inciertos, pero la mayor calidad del gas en las cuencas y yacimientos de gas de esquisto representa una porción de bajo costo de la producción de gas de América del Norte.

El gas de esquisto de América del Norte aporta más de 9 Bscf/día. El gas de esquisto representará un tercio de la producción de gas de América del Norte en los próximos años.

Fuente:

  • Ademola, O. Uncoventional Reservoir. Seminar submitted to the Department of Geophysics, University of Ilorin, Ilorin, Nigeria. (s.f.).

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Acerca de Marcelo Madrid

Ingeniero de Petróleo graduado en la Universidad de Oriente (Venezuela) en el año 2007. Cuento con 15 años de experiencia en la industria petrolera, principalmente en el área de Ingeniería de Yacimiento y Geología: Desarrollo y Estudios Integrados. Editor principal de portaldelpetroleo.com.

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