HF in Shales_D HC - Subsecretaría de Energía, Minería e

HF in Shales_D HC - Subsecretaría de Energía, Minería e

FRACTURACION HIDRAULICA EN ARCILITAS (SHALES)
(PRINCIPALES TÓPICOS)
Realizó: Julio C. Alonso y Adolfo Giusiano (v12/07/2012)
Una de las primeras consideraciones es la ubicación de los acuíferos. Se estima
(Informe SPE 152596) que se encuentran en los 300 metros superiores (con respecto a
superficie), mostrando una considerable distancia con respecto al intervalo de interés (pay
zone) ubicado alrededor de los 2000 metros bajo boca de pozo (mbbp). En el caso del
Area Loma La Lata donde se concentran la mayor cantidad de sondeos buscando este
objetivo (19 pozos verticales + 5 pozos horizontales) el G. Neuquén (portador de capas
con aguas dulces, < 5 g/l) se extiende desde superficie hasta una profundidad que oscila
entre los 600-900 mbbp. Los intervalos de interés dentro de la F. Vaca Muerta se ubican
entre los 2500-3000 mbbp.
En cuanto a la incidencia de la Fractura Hidráulica, uno de los primeros pasos en
su diseño es predecir la Altura de Fractura (Fracture Height, FH) por medio de modelos
computables, que posteriormente es confirmado por monitoreo micro-sísmico durante la
operación, y luego de la misma por trazadores de flujo, registros de temperatura,
determinándose que el crecimiento efectivo vertical de la FH es 90 metros ó menos, el
que es limitado por la existencia de barreras, por lo que resulta imposible que alcancen
las arenas acuíferas. En el caso de Loma La Lata, entre otros estratos estarían separados
por los densos depósitos carbonaticos y pelíticos de la F. Quintuco (Gráfico 1).
Utilización de Aditivos Químicos
La formulación en el método de estimulación actual para Arcillas (slick wáter) incluye:
• Agua: 98-99 % del Volumen Total –comúnmente agua dulce (< 5 g/l de sales
disueltas totales)
• Agente Sostén (partículas de Arena o Cerámico): 1-1,9 % del Volumen Total. Es
transportado por el Fluido de Fractura para mantener la fractura creada abierta
cuando la presión hidráulica es liberada
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
1
• Reductor de Fricción: aproximadamente 0,025 % del Volumen Total. Es
Poliacrilamida (Polímero de alto peso molecular siendo una combinación de
Carbono, Hidrogeno, Oxigeno y Nitrógeno). Su función es reducir la fricción entre
el fluido de fractura y las paredes de los caños de bombeo (tubings). No hay
referencias de que se descompongan en un monómero tóxico en un rango de
temperaturas de 150-250°F (se estima para la F. Vaca Muerta un valor máximo de
230° F-equivale a 110°C).
• Desinfectante (biocida): 0,005-0,05 % del Volumen Total. Básicamente es una
Amina cuaternaria que controla el crecimiento de ciertos tipos de microbios que
destruyen el gelificado del fluido de fractura
• Surfactante: 0,5-2 gal/1000 gal Fluido Fractura. Su función es modificar la tensión
interfacial, romper o prevenir emulsiones (combinación de fluidos no deseada)
• Inhibidor de Incrustaciones (scales): son Polímeros que evitan las incrustaciones y
bloqueos del tubing y equipo. Al ser usados a muy bajas concentraciones no son
tóxicos
• ClH: cuando se usa el volumen promedio es 500-2000 galones (1900-7600 litros).
Se usa con el objetivo de reducir la presión de iniciación de la Fractura. La
reacción que tiene lugar es la formación de Ca Cl2 + H2O + CO2 (pequeña
cantidad). El ácido es gastado y no retorna “vivo” a la superficie
• Inhibidor de Corrosión: 0,2-0,5 % del Volumen de Acido usado, siendo el volumen
total por Fractura de 5-10 galones (29-38 litros). Es uno de los componentes
orgánicos que puede ser tóxico. Es adsorbido sobre el acero y en la formación, y
retorna a superficie en la limpieza post-Fractura (backflow) 1 galón/1.000.000
galones de agua (3,785 l/3.785.000 l).
Después de la Fractura, los aditivos químicos retornan en aproximadamente un 20 %
o menos, y los polímeros en un 40 %, con respecto a los volúmenes bombeados al pozo.
Los polímeros se descomponen rápidamente por efecto de la temperatura.
Los biocidas se consumen y degradan.
Los surfactantes son absorbidos por la superficie de la roca.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
2
Los inhibidores de incrustaciones precipitan, solo retornan lentamente en una
proporción de 10-15 ppm durante varios meses. Sí estos aditivos químicos son
seleccionados para tener un mínimo impacto (bajo, no tóxico, biodegradación completa),
en caso de un derrame del agua recuperada, es menor el impacto “agregado”. La
presencia en superficie de agua que tiene elevada salinidad y los productos químicos el
límite de seguridad específico, habría que descartarla para su uso en operaciones del
yacimiento (oilfield) o ser alojada en pozos o ser eliminada.
El fluido de fractura (flowback) va disminuyendo su caudal en el transcurso de un mes.
Modelar el comportamiento del flowback es beneficioso para optimizar las operaciones de
producción en el pozo. Por lo general durante el aporte inicial de agua, no hay producción
de Metano. El caudal de agua, normalmente cae rápidamente cuando comienza la
producción de Gas.
Un procedimiento en Reservorios No Convencionales es que el pozo permanezca
cerrado un lapso de tiempo (no especificado). Habría resultados iníciales promisorios.
Este método pretende recuperar menos agua y lograr caudales de producción mayores
con poco o nulo venteo de Metano.
La cantidad del fluido de fractura recuperado varia (5 % en Hayneswille Shale - 50 %
en Barnett y Marcellus Shale).
La composición de agua producida varía desde el flujo inicial del agua base de
fractura al comienzo del Flowback hasta el agua al fin de la limpieza con un nivel de
salinidad distinta.
Repitiendo conceptos el Flowback consiste en la limpieza del pozo después de ser
fracturado para recuperar parte del fluido de fractura e iniciar la producción de
Hidrocarburo.
Algunas compañías cerrando el pozo por un tiempo prolongado post-fractura y antes
del Flowback, permiten un filtrado y menor retorno total. Se cree que al ser puestos en
producción es más baja la declinación en el caudal.
Sin embargo hay quienes opinan que una buena práctica es hacer el Flowback
inmediato para: 1) Minimizar la carga de fluido – 2) Optimizar la recuperación de la carga.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
3
Los aditivos químicos como surfactantes y otros se pierden en la formación a través
de la adsorción sobre las superficies minerales, y emigran a superficie con lentitud. Los
mismos generan poco o ningún riesgo ambiental, puesto que es casi nula su movilidad.
Los primeros fluidos aportados son los últimos fluidos inyectados, sea el agua base
del fluido de fractura.
El contenido químico de este flowback es dominado por una mezcla con el fluido de
reservorio, cambiando el contenido de sal.
CLASIFICACION DEL AGUA
Dulce: < 1 g/l
Salobre: 1-5 g/l
Muy Salobre: 5-15 g/l
Salina: 15-30 g/l
Agua de Mar: 30-40 g/l
Salmuera: 40-300 g/l
En el desarrollo de de Reservorios No Convencionales (por ejemplo Eagle Ford) se
usan:
Perforación: 125.000 galones (470 metros cúbicos) de Agua Dulce
Fracturación: 5.000.000 galones (19.000 metros cúbicos) de Agua Dulce
Como ejemplo del porcentaje en el uso del agua dulce, se pude observar a manera
de ejemplo, los caudales de los río/uso del agua en fracturas:
CAUDAL MEDIO
CAUDAL DÍA
CAUDAL ANUAL
m3/s
m3/d
m3/año
% CAUDAL X POZO % CAUDAL X POZO
% CAUDAL/AÑO
% CAUDAL/AÑO
% CAUDAL/AÑO
RÍO COLORADO
130
11,232,000
4,099,680,000
0.09
0.18
0.0488
0.2439
0.4878
RÍO NEUQUEN
280
24,192,000
8,830,080,000
0.04
0.08
0.0226
0.1132
0.2265
RÍO LIMAY
224
19,353,600
7,064,064,000
0.05
0.10
0.0283
0.1416
0.2831
(m3/d-10.000 m3/p) (m3/d-20.000 m3/p) (100 p/año/20.000 m3) (500 p/año/20.000 m3) (1000 p/año/20.000 m3)
(Los datos de los caudales hace referencia a valores promedios y solo con el objeto de tener un orden de magnitud)
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
4
Aguas dulces y aguas con salinidades correspondientes al Agua de Mar (hasta 35
g/l de NaCl) pueden ser tratadas con distintas tecnologías para convertirlas en Aguas
Potables.
Aguas con salinidades mayores de 35 g/l no resultan económicas para generar
aguas dulces, pero pueden ser una buena alternativa para fracturar.
IMPACTO DEL AVANCE DE LA TECNOLOGIA EN LA RECUPERACION DEL GAS IN
SITU (OGIP)
Año
OGIP (%)
TECNOLOGIA APLICADA
1980
1
Pozos Verticales-Geles p/Fractura a bajo caudal
2011
45
Pozos Múltiples a partir de una Locación-Permite Drenar un área de
5000 acres (20 Km2)
La fracturación hidráulica produce una liberación de energía en la formación que es
similar a las generadas por movimientos sísmicos, pero diferentes en cuanto a las
magnitudes y frecuencias que permiten la diferenciación entre un registro de una fractura
y la de un sismo natural. Los registros de energía microacústica generado durante una
fractura hidráulica son del orden de magnitud de -3 a -1 que corresponde al tope de la
escala logarítmica de Richter. Ejemplo de magnitudes: se toma como punto de
comparación un sismo natural de magnitud 3 de la escala de Richter que es imperceptible
para
la
gente,
solo
lo
registran
los
sismógrafos
(http://es.wikipedia.org/wiki/Escala_sismol%C3%B3gica_de_Richter#Tabla_de_magnitudes).
•
D.G.I. y E.
Un sismo de fractura hidráulica de magnitud -1 es 10.000 veces más
pequeños que un sismo natural de magnitud 3 pero 10 millones de veces
menos potente (http://earthquake.usgs.gov/learn/topics/calculator.php)
Dirección de Estudios
5
•
Un sismo de fractura hidráulica de magnitud -3 es 1 millón veces más
pequeños que un sismo natural de magnitud 3 pero 1000 millones de veces
menos potente (http://earthquake.usgs.gov/learn/topics/calculator.php)
AISLACIÓN NATURAL DE LOS ACUIFEROS SUPERFICIALES
Los principales niveles de interés de la Formación Vaca Muerta para la exploración
y explotación de shale oil/gas se ubican entre los 2500-3000 mbbp. Los fluidos de las
fracturas que se realicen dentro de estos niveles (altura de las fracturas <90 m) se
encuentran aislado naturalmente de los acuíferos superficiales por una columna de más
de 2000 m de potencia de pelitas marinas (arcilitas) de la Formación Vaca Muerta,
niveles calcáreos y pelíticos de la Formación Quintuco y niveles arcilíticos de la
Formación Centenario. En el Gráfico 1 se puede observar las “zona de fracturas” con
relación a la “zona de acuíferos”.
ZONA DE ACUÍFEROS
ZONA DE SELLO
ZONA DE FRACTURAS
PROFUNDIDAD PROMEDIO
Gráfico 1: Ubicación de la zona de fracturas, sello y acuíferos
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
6
Bibliografía consultada:
George King: 2012. Fractura hidráulica: Que de debería conocer cada político,
ambientalista, regulador, periodista, inversor, investigador universitario, vecino o ingeniero
sobre la estimación del “riesgo” de fractura y avances del rendimiento de las fracturas en
pozos de petróleo y gas no convencional. SPE 152596, 2012
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
7