ESTUDIO Fracturacion de Pozos-V2

8/20/2019 ESTUDIO Fracturacion de Pozos-V2

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11FRACTURACIÓN DE POZOS PARA EXTRACCIÓN DE GAS Expediente 3871

FRACTURACIÓN DEPOZOS PARA

EXTRACCIÓN DE GASCorporación Mexicana de Investigación en

Materiales, S.A. de C.V.


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C O N T E N I D O

DESCRIPCI N P GINA

I INTRODUCCI N 3

II. ALCANCE, OBJETIVOS Y METODO DE BUSQUEDA 4

III. PANORAMA MUNDIAL 5

IV. ESTADO DEL ARTE 20

V. PATENTES 28

V. MEGATENDENCIAS 39

VI. CONCLUSIONES 41

BIBLIOGRAF A 42

ANEXO A.- Matriz de Patentes


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Dentro de los recursos energéticos derivados de combustibles fósiles, el gasnatural es la fuente de energía más limpia, se caracteriza por tener una baja emisión degases de efecto invernadero y su nula generación de desechos peligrosos. El avance enlas tecnologías de extracción y su reducción en costos, han dado la posibilidad deexperimentar para la obtención de nuevos recursos de gas natural: gas de bajapermeabilidad (tight gas), gas de esquisto o gas Pizarra (shale gas) y gas metano decarbón (coal bed methane).

El gas natural es obtenido de yacimientos convencionales o no convencionales, la

diferencia radica en la estructura geológica de los yacimientos y la manera en que serealiza la extracción.

Para la extracción del gas natural de yacimientos convencionales son utilizadastecnologías ―tradicionales‖ de perforaciones verticales, debido a que el gas se encuentraen rocas de alta permeabilidad y en alta presión, por lo que durante la perforación sale porsí mismo a la superficie de la tierra, siendo una extracción fácil y barata. La mayor partedel gas producido actualmente en el mundo proviene de yacimientos convencionales,siendo los líderes Rusia, Estados Unidos y Canadá, se prospecta que los yacimientosmundiales de gas natural podrán satisfacer la demanda actual hasta por los próximos 60

años y explorando los yacimientos no convencionales, este período se puede extenderhasta por unos 250 años, según la Agencia Internacional de Energía de Polonia.

En cuanto a la extracción de gas natural de yacimientos no convencionales, se encuentrala de Gas de esquisto (shale gas), también conocido como gas de pizarra o lutita, que seencuentra atrapado bajo la superficie a profundidades de mil a cinco mil metros, ensedimentos de roca abundantes en esquisto y otros materiales orgánicos, estas rocas secaracterizan por su baja permeabilidad, es por eso que requiere métodos de extracciónmás compuestos y técnicamente más avanzados. Su composición se parece a la del gasnatural proveniente de yacimientos convencionales, contiene metano (75-95%) y

nitrógeno y a veces también pocas cantidades de etano, propano, de gases nobles,oxígeno y óxido de carbono.

La extracción de gas esquisto (shale gas) es mediante la técnica de fracturación hidráulica( Fracking), la cual consiste en generar grietas en el subsuelo a grandes profundidades, endonde el gas se encuentra atrapado, logrando la fracturación de la roca madre (pizarras yesquistos) para liberar el gas, dichas fracturas se realizan mediante explosivos o bien

I. INTRODUCCIÓN


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mediante la inyección a alta presión de medios líquidos hidráulicos, utilizandoprincipalmente agua con arena y una serie de aditivos químicos.

Lo característico de los yacimientos no convencionales de gas es que se encuentranlocalizados en extensas cuencas geológicas, ocupando cientos o hasta miles de

kilómetros cuadrados, representando una importante reserva energética en el mundo,incluso superando a los yacimientos convencionales.

A nivel mundial se han puesto de manifiesto algunos impactos socio-ambientales de laexplotación del gas esquisto (shale gas), destacando principalmente los siguientes:

Impacto en el abastecimiento de recursos naturales como el agua, ya que ésta esrequerida en grandes cantidades en la aplicación de la técnica de fracturaciónhidráulica, siendo que para un solo pozo es utilizado de 9 a 29 millones de litros de

agua.

Debido al empleo de agentes químicos que se ponen en contacto con el subsuelose tiene un gran impacto ambiental.


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ALCANCE

El presente documento está enfocado a los medios y tecnologías de fracturación de pozospara la extracción de gas en yacimientos no convencionales, donde se muestra en formageneral los puntos principales de las invenciones o desarrollos tecnológicos.

OBJETIVOS

Conocer el estado que guarda el tema de fracturación en el mundo.

Identificar los principales elementos que impactan al tema de fracturación.

Analizar el enfoque tecnológico del tema.

METODO DE BÚSQUEDA

Como parte de las estrategias de búsqueda utilizadas para el desarrollo del Estudio, seplantearon varias opciones con la finalidad de rastrear el mayor número de documentosrelevantes para el tema, considerando las siguientes:

Búsqueda por palabras clave (descriptores).

o FRACTURE, GAS, HYDRAULIC, EXPLOSIVE, FRACKING

Búsqueda por el Clasificador Internacional de Patentes.

o E21B-043/26 – PROCEDIMIENTOS PARA ACTIVAR LA PRODUCCIÓN,POR FORMACIÓN DE GRIETAS O FRACTURAS

o E21B-043/263 – UTILIZANDO EXPLOSIVOSo E21B-043/267 – MANTENIENDO LAS FRACTURAS POR

ENTIBAMIENTOo E21B-043/27 – MEDIANTE EL EMPLEO DE PRODUCTOS QUÍMICOS

EROSIVOSo C09K-062 – COMPOSICIONES PARA FORMAS HENDIDURAS O

FRACTURAS

Período de la búsqueda:2000 a la Fecha

II. ALCANCE Y OBJETIVOS


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En Texas, a inicios de siglo, se descubrió la posibilidad de extraer gas de las rocassólidas, mediante la aplicación de arena y agua a presión. De acuerdo con la Agencia

Internacional de Energía (International Energy Agency IEA por sus siglas en inglés), elvolumen de gas no convencional es cercano al 50% de los recursos de gas a nivel global.

Los recursos técnicamente recuperables de gas esquito (Shale gas), la gran cantidad deyacimientos alrededor del mundo y el potencial de extracción, colocan a este tipo de gascomo una prospectiva de gran interés para el mercado internacional.

La Figura 3.1 ilustra la localización de los yacimientos de Shale gas en el mundo (noincluye información gráfica de Rusia), las cantidades estimadas postulan a China como elprincipal país con reservas de gas con un aproximado de 36 tcm, trillones de metros³(trillion cubic meters, tcm por sus siglas en inglés), en segundo lugar a Estados Unidos

con 24 tcm, seguido de Argentina con 22 tcm y en cuarto lugar a México con 20 tcm.

Fig. 3.1. Recursos Técnicamente Recuperables a nivel mundial. (1)

III. PANORAMA MUNDIAL


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Las ventajas del Shale gas radican en, según predicciones de expertos, que esabundante, barato y más limpio al ser quemado, en comparación con el resto de loscombustibles fósiles. Se considera que derivado de dichos yacimientos, los paísesimportadores de gas pueden transformarse en países exportadores, cubriendo suspropias necesidades de consumo e inclusive planeando sus posibles clientes a nivel

mundial. (2)

Para el 2018 el panorama mundial de importaciones y exportaciones contemplando el gasnatural por tubería (pipeline) y el gas natural líquido (LNG por sus siglas en inglés) y losniveles de importaciones/exportaciones según cada región, postulan a Norte América(Canadá, Estados Unidos y México) con la mayor demanda solventada por sus niveles deproducción interna, permitiendo exportaciones de LNG; en la misma zona se observanimportaciones principalmente pertenecientes a México, actualmente Estados Unidosimporta desde Canadá pero al estar en la misma región no se contabiliza, ver Figura 3.2(3)

Fig. 3.2. Mercado interregional de gas natural para el 2018 (bcm). (3)

Zonas como Europa cuentan con una demanda superior a sus niveles de produccióndoméstica, lo cual conlleva niveles de importación elevados principalmente mediante gaspor tubería. Rusia se presenta como el mayor exportador mediante tubería estoproveniente de sus altos niveles de producción doméstica, los cuales sobrepasan lademanda requerida.


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Zonas asiáticas presentan el mismo comportamiento que zonas europeas, presentandoniveles altos de importaciones provocado por la demanda presente, Latinoamérica ySudáfrica presentan los menores niveles en demanda, más la producción doméstica deSudáfrica es mayor, lo cual permite un mayor flujo de exportación.

Los flujos de gas natural líquido (LNG) son representados en la Figura 3.3, donde se

describen los niveles de importaciones/exportaciones en el mundo al 2012, año en el quela región Asia-Oceanía presenta números a gran escala con un total de 226 bcm (billonesde metros³, bcm por sus siglas en inglés) esto asociado por la problemática existente enla reactivación de plantas nucleares. (3)

Fig. 3.3. Flujo de gas natural líquido (LNG) en 2012. (3)

Desarrollando una comparativa con respecto al año 2011 se definen los siguientes puntosde interés:

La demanda de crecimiento de Corea disminuyó y sus importacionesdecrecieron en un 1%.

China incremento sus importaciones un 22% (20bcm). India incrementó en 18 bcm sus importaciones.

Europa mantiene el segundo lugar del mercado de importaciones con 66bcm, en donde España se presenta como el principal importador con 19bcm.


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La región de América redujo sus importaciones un 24% de donde seinforma que:

o Estados Unidos redujo sus importaciones por debajo del 50% a5bcm y un 0.5 bcm es reexportado.

o Canadá redujo un 50%.o México incremento un 0.9 con respecto al 2011.o El resto de Latinoamérica incremente sus importaciones casi al

50% con un total de 11bcm.

Para realizar una comparativa con respecto al 2011, como se menciona en los puntosanteriores, se presenta la figura 3.4 la cual contempla el mercado internacional de gas portubería y LGN del 2011 según ―Statistical Review of World Energy (June 2011)‖.

Fig. 3.4. Flujo de gas por tubería y LNG en 2011. (2)

Tomando para análisis la región de Norte América principalmente Estados Unidos, se

presenta un cambio en el flujo de gas por tubería, reduciendo las importaciones,principalmente de Canadá y solo una pequeña parte de México por otro ladoincrementando las exportaciones para con ellos, cambiando el flujo del mercado no solo anivel región sino impactando a nivel mundial. (3)


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La gráfica 3.5 ilustra la tendencia de EU respecto a importaciones y exportaciones del2007 al 2012, en donde se puede observar la situación que se ha presentado con México,mostrando una disminución progresiva en las exportaciones que hacía a EU, y a partir del2010 incrementando las importaciones, pasando en el 2011, de importador/exportador asolo importador.

Fig. 3.5. Importaciones y exportaciones de Estados Unidos 2007-2012. (3)

Con los yacimientos de Shale gas en Texas se logró un incremento de casi 100 bcm deproducción del 2007-2012; aunado a este yacimiento se cuentan con los de Eagle Ford,Marcellus y Utica, lo cual postula a Estados Unidos como un sólido exportador de gas anivel mundial, siendo autosuficiente e importando únicamente un 1% para el 2035, verFigura 3.6, esto mediante una inversión en tecnologías de procesamiento del gas naturalpara lograr exportaciones de Shale gas en forma de LNG. (2)


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Fig. 3.6. Proyección de la red de importaciones de Estados Unidos. (2)

El Shale gas se proyecta como el principal suministro de gas natural para lograr lareducción de la red de importaciones de EU, el cual presenta un crecimiento del 113%desde el 2011 al 2040 derivado de un 34% en 2011 a un 50% en 2040 de las fuentes degas natural para el país. (Ver figura 3.7) (4)

Fig. 3.7. Fuentes de producción de gas natural de EU. (4)


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México cuenta con un excelente potencial para desarrollar sus yacimientos de Shale gas,PEMEX ha identificado al menos 200 puntos con oportunidades de extracción en el estede México, Figura 3.8., los cuales se identifican de la siguiente manera:

1. Cuenca de Burgos (era Cretácea).

2. Región Sabinas-Burro-Picachos (era cretácea).

3. Cuenca de Tampico (era jurásica).

4. Plataforma de Tuxpan (era cretácea)

5. Cuenca de Veracruz (era sin especificar).

Para 2011 los niveles de recursos de Shale gas en México son 10% menores a previosestudios (19.28 Tcm a 17.6 Tcm). (5)

Los detalles de cada zona se mencionan a continuación.

Fig. 3.8. Áreas identificadas en México. (5)


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1. Cuenca de Burgos

Localizada al noreste de México en el estado de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipascon una extensión aproximada de 44,800 km², donde se identifican en la Figura 3.9 zonasen color amarillo y rojo con profundidades de 1 a 5 km, el territorio que también es partede la cuenca de Burgos excluido de estas zonas son yacimientos en los cuales el Shalegas está a más de 5 km de profundidad.

Esta zona tiene contacto con Eagle Ford, zona de extracción de Shale gas pertenecientea EU, de donde se tiene una prospectiva de extracción de 9.7 Tcm de este gas.

El primer descubrimiento de Shale gas en la cuenca de Burgos fue realizada por Pemexen 2010, por medio del pozo denominado Emergente-1. La perspectiva de PEMEX es laperforación de más de 75 pozos de exploración a lo largo de la Cuenca de Burgos para el2015.

Fig. 3.9. Cuenca de Burgos. (5)


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2. La Cuenca de Sabinas

Cuenta con un área de 92,463 km² en la parte noreste del país, mas solo una parteestá contemplada para la extracción de Shale gas, ver Figura 3.10. Los estados queabarcan esta zona son Coahuila y Nuevo León, en dicha zona se encuentra un pozo de

extracción de PEMEX denominado Peyotes – Picachos.

Existen dos puntos principales para la extracción de Shale gas en la Cuenca de Sabinas,―Eagle Ford Shale‖ con un estimado de 2.83 Tcm técnicamente recuperables . El segundoes ―La casita Formation‖ con un estimado de 0.45 Tcm

Fig. 3.10. Cuenca de Sabinas. (5)


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3. Cuenca de Tampico

Ubicada en los territorios de Tamaulipas, San Luis Potosí, Hidalgo, Puebla y Veracruz,Figura 3.11, conocida como una zona petrolera, los yacimientos de Shale gas seencuentran a una profundidad aproximada de 1400 – 3000 m.

El principal yacimiento de este gas se encuentra en ―Pimienta Shale‖ con una extensiónterritorial de 35,224z km², alrededor de esta zona se identifican cerca de 50 pozos deextracción convencional. Los recursos de Shale gas de esta zona están en promedio de4.27 Tcm únicamente de Shale gas, actualmente PEMEX desarrolla evaluacionesreferente al terreno de la Cuenca de Tampico y planea la perforación de 80 pozos deexploración en 2015.

Fig. 3.11. Cuenca de Tampico. (5)


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4. Plataforma de Tuxpan

Localizada al sureste de la Cuenca de Tampico, cuenta con yacimientos de las épocascretácea y jurásica, con las zonas nombradas como ―Tamaulipas Fm‖ y ―Pimienta Fm‖

respectivamente. Tamaulipas Fm presenta un rango de profundidad de 2.4 km con un

prospectiva de 0.028 Tcm de Shale gas recuperable en la zona, mientras que PimientaFm con un área aproximada de 2590 km² (muy similar a Pimienta Fm).

Actualmente en esta zona no se tienen actividades registradas por parte de PEMEX parala explotación de este gas. Esta zona se caracteriza principalmente por la obtención depetróleo como lo muestra la figura 3.12.

Fig. 3.12. Plataforma de Tuxpan. (5)


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5. Cuenca de Veracruz

Cuenta con una extensión de 23388 km² a lo largo del estado de Veracruz, ver Figura3.13 y ocupando una parte de Oaxaca, dicha zona cuenta con una prospectiva incierta encuestión de cantidades; PEMEX planea desarrollar la perforación de 10 pozos de

exploración en los próximos 3 años (2014-2016). (5)

Fig. 3.13. a) Cuenca de Veracruz b) Distribución de las zonas de extracción enMéxico. (5)

Para un desarrollo completo de este proyecto, es necesario tomar en cuenta lascapacidades que se poseen en México y la proyección que se tiene para elaprovechamiento de los recursos. El crecimiento de la red de gaseoductos en México(ver Figura 3.14) se perfila como un punto de inversión y crecimiento en donde segúndatos de la SENER (Secretaría de Energía) y CRE (Comisión Reguladora de Energía) elmayor crecimiento se presentara del 2010 al 2017 con un incremento del 5%. (6)

a) b)


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Fig. 3.14. Crecimiento de la red de gaseoductos (Km). (6)

Actualmente los niveles en la demanda de gas natural de México están incrementandoaño con año, debido a que los niveles de producción del país no son los suficientes paracubrir dicha demanda, las importaciones se hacen presentes principalmente provenientesde EU, dichos niveles de importaciones pueden ser cubiertos mediante la correctaextracción del Shale gas. La prospectiva del país para 2018, ver Figura 3.15, es alcanzarla autosuficiencia, para eliminar la dependencia de las importaciones de gas. MientrasEU nos vislumbra como consumidores frecuentes, la prospectiva de demanda para el2018 con respecto al 2012 presentará un aumento del 44%, esto implicaría un incrementoen las importaciones, sin embargo, la cobertura de la demanda empleando el Shale gas

se prospecta que tenga inicio para el 2015 y su desarrollo incrementaría paulatinamentehasta el 2026 para lograr cubrir la demanda interna y crear el suministro suficiente paraalmacenaje o bien posibilidad de exportación. (6)

Fig. 3.15. Prospectiva de gas natural para México (mmpcd). (6)


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Pese a la anterior la prospectiva de la diminución y eliminación de las importaciones delgas, se considera que presenta una dificultad debido, principalmente, por los precios delgas que maneja EU, la falta de infraestructura y el rezago tecnológico en el tema por parte

de México, por lo cual según la gráfica 3.16 se plantea un incremento en lasexportaciones a partir del año 2018 (anteriormente manejado como el punto deautosuficiencia) pero las importaciones de LNG y gas por tubería se mantendríanconstantes.

Fig. 3.16. Importaciones – exportaciones de gas natural para México (mmpcd). (6)


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El energético natural de origen fósil conocido como gas natural comúnmente seencuentra en el subsuelo de manera asociada con otros energéticos en el mismo

yacimiento como con el petróleo, o bien no asociado cuando está acompañadoúnicamente de pequeñas cantidades de otros hidrocarburos. El gas natural se encuentraatrapado entre las porosidades de las rocas subterráneas (Figura 4.1), donde mientrasmás porosa sea el tipo de roca mayor cantidad de gas almacenado tendrá, dentro deestos tipos de roca se encuentra la arena, roca caliza o dolomita, dichas rocas sealmacenan dentro de capas impermeables de roca, las cuales forman bolsas dealmacenamiento del gas (7), las cuales se buscará liberar por medio de la extracción.

Figura 4.1. Porosidades donde se almacena el gas natural. (7)

Otro factor que influye en la extracción del gas es el nivel de porosidad de la roca quecontiene el gas natural y el factor de permeabilidad (Figura 4.2) definido por la alineaciónde los poros de las rocas y su interconectabilidad, lo cual permite el flujo del gas naturalcon relativa facilidad.

Figura 4.2. Permeabilidad de las rocas donde se almacena el gas natural. (7)

IV. ESTADO DEL ARTE


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Según los términos anteriormente definidos, las explotaciones de yacimientos de gasnatural pueden definirse en dos tipos principalmente.

Explotaciones convencionales

En este tipo de explotaciones las rocasson altamente porosas, por lo cual alperforar la capa impermeable donde selocaliza encerrado el gas natural, dichogas sale por el pozo hasta lasuperficie. Este tipo de extracción hasido el método de extracción porexcelencia. (7)

Explotaciones no convencionales

Cuando las rocas que contienen el gasnatural son poco porosas y de menorpermeabilidad como lo son arenascompactas, lechos de carbón y pizarra, serequieren técnicas más complejas yagresivas con el subsuelo y medioambiente. De las anteriores el gas obtenidode la pizarra tiene niveles de producción

muy bajos y altos costos puesto que esprácticamente impermeable, debido a estotécnicas como la fracturación de pozos yla perforación horizontal son empleadaspara obtener la mayor cantidad de gascontenido en las rocas poco porosas. (7)

Figura 4.3. Ejemplo de explotaciónconvencional

Figura 4.4. Ejemplo de explotación no

convencional. (7)


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A continuación se presenta una descripción general del método de extracción del shalegas (gas esquisto) mediante la técnica de fracturación hidráulica –Fracking.

Fracturación hidráulica (Fracking)

La fracturación hidráulica de pozos es un método diseñado y empleado para la obtencióny aprovechamiento del gas atrapado en las rocas del subsuelo en zonas muy profundas,en donde las propiedades del mismo no son óptimas para la recuperación del gas pormedios convencionales, el primer paso a desarrollar es el estudio de la zona paradeterminar las prospectivas de recuperación del área, después de analizar dichainformación y definir la pertinencia de la extracción, se procede con la perforación enprimera instancia de manera vertical (como los medios convencionales) posteriormentealcanzada la profundidad en donde se encuentra el Shale gas atrapado se procede con la

perforación horizontal como se ilustra en la Figura 4.5.

Teniendo lista la perforación horizontal se emplean explosivos para generar grietas ofracturas en el subsuelo, posteriormente mediante la inyección de un fluido a una presiónmuy elevada, similar a la presión que existe debajo del mar a una profundidad entre 3450

Figura 4.5. Esquema de fracturación de pozos. (8)


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y 6900 mts., (oscila entre 34 y 690 atmósferas). Por lo general el fluido inyectado estácompuesto en un 98% aproximadamente por agua y arena (como agente deapuntalamiento) y un 2% por productos químicos. (7)

La arena que esta mezclada con el fluido inyectado a presión tiene como objetivo principalextender y mantener las grietas abiertas para que el gas pueda emplear estos canales

como camino hacia la superficie y lograr su recolección, Figura 4.6. (8).

Las funciones de los químicos empleados son:

Distribución homogénea del agente de apuntalamiento (arena). Facilitación del retroceso del fluido. Inhibición de la corrosión Limpieza de los orificios y tubos. Antioxidante, biocida, bactericida.

Los insumos necesarios para llevar a cabo una fracturación son elevados, por ejemplo,para una plataforma de 6 pozos con 2 km de profundidad y 1.2 km de recorrido enperforación horizontal se requiere entre 21000 a 93600 toneladas de agua. En la Figura4.7 se muestra los consumos mínimos y máximos (7)

Figura 4.6. Efecto de la arena en lasfracturas. (7)


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Figura 4.7. Toneladas de agua para fracturación de pozos. (7)

De acuerdo a los datos anteriores, se podría considerar en forma general que el mínimoconsumo de agua para llevar a cabo el proceso de fracturación de un pozo es de 21,000toneladas.

Sin embargo según la ―International Gas Union‖ en su reporte del 2012 refleja que elconsumo de agua para la producción de energía mediante el Shale gas tiene como

promedio 5 litros por cada MMBTU (medida en MMBTU, British Thermal Unit BTU por sussiglas en inglés) en comparativa con fuentes como petróleo que se ubica en los 55 litrosen promedio y los bio-energéticos que se ubican en por encima de los 9500 litros porMMBTU, ver Figura 4.8. (9)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

Consumo de Agua para

fracturación Incremento mínimo de

consumo en proceso

completoIncremento Maximo de

consumo en proceso

completo

Toneladas

Consumo de Agua para fracturaciónIncremento mínimo de consumo en

proceso completo

Incremento Maximo de consumo

en proceso completo

Min 21000 23100 27300

Max 72000 79200 93600


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Figura 4.8. Rangos de litros de agua empleados por MMBTU de energía producidos. (9)

El agua es la llave de entrada para la extracción del Shale gas, tomando en cuenta losaltos consumos de agua para la estimulación de un pozo, aproximadamente 11 millonesde litros. Derivado de lo anterior y con la finalidad de determinar si este consumo es alto,se presenta un comparativo de consumo de agua para distintos sectores, elaborado en elaño 2011, en donde a esa fecha se tenía registros de 17,000 pozos de perforaciónhorizontal para la extracción del Shale gas, el cual se muestra en la Figura 4.9. (9)

Figura 4.9. Porcentaje de agua empleado en distintos sectores. (9)


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Los pozos de extracción de gas se dividen en 3 etapas, la construcción, perforación ypuesta en marcha, en donde la fracturación hidráulica ya está en trabajo, cada etapaconlleva ciertos costos como lo ilustra la Figura 4.10 que representa un desgloseaproximado de los costos del desarrollo de 4 pozos, dicho estudio fue elaborado por elgrupo Deloitte en 2012, y donde se demuestra que el agua es el principal gasto en la

etapa de fracturación, mas no es el mayor gasto de todo el desarrollo del pozo deextracción. (1)

Figura 4.10. Desglose de costos para 4 pozos de extracción. (1)

Los productos químicos empleados representan aproximadamente el 2% del total de lamezcla empleada en el proceso de fracturación, lo cual indica que aproximadamente entre1500 y 4300 toneladas de productos químicos son inyectados al subsuelo, de los cualessolo se logra recuperar del 15 al 80% del fluido inyectado, generando con esto unproblema ambiental para las zonas en donde se localizan los pozos a fracturar. Sin

embargo otros estudios mencionan que del total de la mezcla solo el 0.5% es sobrecontenidos químicos. Algunos de los compuestos químicos más representativos sonmostrados en la Figura 4.11

USD


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Figura 4.11. Agentes químicos empleados para el proceso de fracturación. (9)

El principio de funcionamiento de las plantas de extracción de los pozos es reciclar elagua llevándola a tratamiento para eliminar los residuos químicos y volver a emplearla enel proceso. Se estima que el tiempo de vida de los pozos es aproximado a 7 años con unabaja en la producción a partir del año 5, al abandonar el pozo se procede a desmantelar la

planta y el sellado de los pozos, quedando residuos y químicos almacenados en elmismo. (7)


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5.1 CLASIFICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA5.1.1 POR LA CLASIFICACIÓN INTERNACIONAL DE PATENTES

Derivado de la búsqueda realizada en documentos de patente, se identificaron lasclasificaciones en las que se están llevando a cabo desarrollos en referencia del tema deFracturación de Pozos para extracción de gas, siendo que de un total de 776 documentosde patentes se identificaron en los siguientes 6 grupos principales de desarrollos, suproporción en porcentaje se muestra en la Figura 5.1.1. En el Anexo A se incluye lamatriz de patentes.

E21B.- Perforación del suelo o roca para extracción de gas. C09K.- Sustancias químicas. C04B.- Cementos, hormigón, piedra artificial. Materiales para construcción. G01V.- Metrología y detección de objetos.

G06F.- Tratamiento de datos. F04F.- Bombeo de fluidos.

E21B.- Perforación del suelo o roca para extracción del gas.

Grupo que incluye todas aquellas patentes referentes al proceso de perforación talescomo los dispositivos empleados o bien los métodos usados para optimizar el proceso deperforación o fracturación. Los elementos que integran el proceso catalogados comoequipo de trabajo son considerados en esta categoría.

V. PATENTES

71%

21%

3%2%

2% 1%

E21B

C09K

C04B

G01V

G06F

F04F

Figura 5.1.1.- Clasificación de patentes.


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C09K.- Sustancias químicas

Las sustancias químicas son empleadas en la mezcla del fluido apuntalanteprincipalmente con el objetivo de propagar, expandir y mantener las fracturas abiertas;dentro de las sustancias se consideran aquellas empleadas para mejorar la calidad delShale gas o bien como agentes bactericidas.

C04B.- Cementos, hormigón, piedra artificial. Materiales para construcción.Este grupo contempla los materiales empleados para mantener protegida la perforación,

donde los materiales de construcción son empleados para crear un revestimientoalrededor del tubo de perforación para asegurar la integridad del pozo, principalmenteenfocado en la zona de contacto con los mantos acuíferos para evitar fugas ycontaminaciones que puedan esparcirse a través de estos.

G01V.- Metrología y detección de objetos El concepto de metrología engloba aquellas patentes enfocadas a obtener datos del

subsuelo, de la distribución de las fracturas o bien variables que brinden informacióncuantificable para mejora del proceso.

G06F.- Tratamiento de datos Posterior a la adquisición de datos el tratamiento de los mismos principalmente en la

etapa inicial de los pozos de extracción tiene como objetivo plasmar informaciónpertinente empleada en la preparación del pozo.

F04F.- Bombeo de fluidos

El bombeo de fluidos está enfocado al proceso de extracción del gas y el líquido

empleado en la fracturación, para posteriormente separarlos y dar los tratamientosrequeridos a cada uno

Dentro de la clasificación de la tecnología, la correlación de las patentes según suscategorías se ilustra en la Figura 5.1.4, en donde se puede observar que el 65 % (511documentos) está clasificado dentro de la categoría E21B ―Perforación del suelo o de laroca‖ ―extracción de petróleo, gas, agua o materiales solubles o fundibles o de unasuspensión de materias minerales a partir de pozos‖. Dicha categoría presenta unarelación directa con la clasificación C09K ―Sustancias para aplicaciones no previstas enotro lugar; aplicaciones de sustancias no previstas en otro lugar ‖. La clasificación E21Bengloba lo referente a la perforación, el control de la salida del fluido (E21B 41/12),desplazamiento por agua (E21B 43/20), comunicación de pozos (E21B 43/17), mientrasque la sección C09K aplica para los productos químicos empleados en el proceso pararefuerzo de fracturas (C09K 8/80), estimulación de pozos (C09K 8/80), químicos erosivos(C09K 8/72) por mencionar algunas.

http://cip.oepm.es/ipcpub/glossary?lang=es&symbol=global&term=MATERIALhttp://cip.oepm.es/ipcpub/glossary?lang=es&symbol=global&term=MATERIAL


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Existen clasificaciones con las cuales se tiene relación en conjunto o bien de una maneradiscreta principalmente para ciertas partes del proceso como lo son:

G01V. Mediciones y pruebas de campo, principalmente como estudios previos.

C04B. Cementos y composiciones, empleados para soportar la perforación.

E21F. Perforación de la tierra, métodos de extracción del gas.

Figura 5.1.4. Diagrama de correlación de la clasificación de patentes.


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5.1.2 CLASIFICACIÓN POR EL OBJETO DEL DESARROLLO PLASMADO EN LASPATENTES

Analizando el objeto de los desarrollos descritos en los documentos de patentes, se

identificaron las puntualidades sobre los mismos, las cuales se muestran en proporción dedocumentos por tema en la Figura 5.1.2.

El detalle de la clasificación de patentes mencionado anteriormente, se describe acontinuación:

a) Proceso . Patentes que involucran metodologías, equipos o instalaciones paradesarrollar la fracturación hidráulica, materiales de construcción como cementosempleados en la protección del pozo de fracturación, así como sistemas que

dependan de energía solar o eólica como fuentes de alimentación del proceso defracturación hidráulica.

b) Fluido . Documentos enfocados al fluido de fracturación, el apuntalante, aditivos a losfluidos para mejora del desempeño, separación del fluido del gas y el proceso dereutilización del mismo.

Figura 5.1.2.- Clasificación según objetivo.

0.25%1.75%

2%

8%

31%

57%

Proceso alterno

Válvulas

Simulación

Metrología

Fluido

Proceso


33/43


c) Metr o lo gía . Medios de sensado, sistemas completos para la medición previa delterreno, la recolección y tratamiento de datos durante y posterior a la fracturación,realizando una caracterización del terreno, de las fracturas o las rutas posibles a

seguir en el proceso, se hace mención de sistemas de detección de microsismos ysistemas acústicos entre otros.

d) Simulación . Simulación para investigación y pruebas de elementos del proceso.

e) Válvu las . Tipos de válvulas específicamente diseñadas para el proceso de lainserción del fluido tanto como para la extracción del mismo y cuando vieneacompañado del gas.

f) Proceso alterno . Proceso de fracturación diferentes a la fracturación hidráulica.


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5.2 MERCADO DE INTERÉS DE EXPLOTACIÓN

El mercado de interés, se refiere al país en donde se registra el conocimiento a través deun registro de patente, considerando que es en donde se explotará económicamentedicha tecnología. En la Figura 5.2.1 se puede apreciar un especial interés por registraren las oficinas de patentes de Estados Unidos, China y Rusia.

En la Figura 5.2.2 se observa elnúmero de documentos registradospor país, destacando EstadosUnidos con 384 desarrollos, seguidopor China con 179 documentos depatentes, Rusia con 115documentos y Canadá con 46patentes. En el caso de México,solo se cuenta con 6 patentes.

Figura 5.2.1.- Distribución por país de origen

Figura 5.2.2.- Distribución por país de origen

0 100 200 300 400

Egipto

Israel

Noruega

Kazajistan

Italia

Alemania

Corea del sur

Japon

Australia

México

Brasil

Francia

Reino unido

Canada

Rusia

China

Estados Unidos

1

1

1

1

1

2

3

5

5

6

6

8

13

46

115

179

384


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5.3 PROPIETARIOS DE LA TECNOLOGÍA

La Figura 5.3.1 muestra a los principales titulares o dueños de la tecnología protegida enlas patentes, en donde se aprecia que la empresa con mayor conocimiento generado enel tema de interés con 121 registros de patente es ―SCHLUMBERGER CANADA LTD‖,empresa dedicada plenamente a la industria del gas y petróleo. En segundo lugar se

presenta ―BAKER HUGHES INC‖ la cual se dedica a proyectos de perforaciones depozos.

Figura 5.3.1.- Los 10 Principales Titulares de la tecnología de interés

0 50 100 150

CHANGQING UNDERGROUND TECH…

CHINA PETROCHEMICAL CO LTD

PRAD RES & DEV NV

TATNEFT STOCK CO

BJ SERVICES CO

HALLIBURTON ENERGY SERVICES INC

PETROCHINA CO LTD

PRAD RES&DEV LTD

BAKER HUGHES INC

SCHLUMBERGER CANADA LTD

14

14

14

18

25

27

37

43

46

121


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Dentro del análisis realizado se encontró que solo seis documentos fueron registrados enla Oficina de Patentes de México, los cuales se mencionan a continuación.

CARBO CERAMICS INC (Empresa Estadounidense)

http://www.carboceramics.com

MX2006PA011762A. Enfocada al Fluido-Apuntalante.

MINERAC O CURIMBABA LTDA (Empresa Brasileña) http://www.curimbaba.com.br/MX2005PA011664A Enfocada al Fluido-Apuntalante.

SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV (Empresa Estadounidense) http://www.slb.com/ MX2005PA000443A. Enfocada a la medición de la fractura durante el proceso.MX2003PA003374A. Enfocada al método de empleo del agente apuntalante.

MX2003PA007291A. Enfocada al Fluido apuntalante.

RHONE POULENC CHIMIE (Empresa Francesa)MX2003PA007291A. Enfocada al Fluido apuntalante.

http://www.carboceramics.com/http://www.curimbaba.com.br/http://www.slb.com/http://www.slb.com/http://www.slb.com/http://www.curimbaba.com.br/http://www.carboceramics.com/


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5.4 EVOLUCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

La distribución en el tiempo de las publicaciones integradas para el estudio, es mostradaen la Figura 5.4.1, aunque el desarrollo de tecnología referente al shale gas inicio en el

2000 en Texas, se observar que el principal auge se dio a partir el 2011 y en formasostenida a la fecha, esto debido a los niveles de importancia que toma el tema a nivelmundial.

De acuerdo a la clasificación antes mencionada, la Figura 5.4.2, presenta la evolución enel tiempo según el objetivo de protección, donde se observa un mayor número dedesarrollos de patentes en el 2013 para Fracturación de Pozos de Gas. Dentro de laclasificación el proceso ha sido constante en el desarrollo siempre buscando la mejora, ensegundo lugar lo clasificado como ―fluido‖ sigue de la mano al proceso, ya que esnecesario para desarrollar la fracturación hidráulica, hasta el 2013 se presentan 2patentes enfocadas a un proceso alterno a la fracturación hidráulica, pero con el mismo fin

de extracción del gas.

Figura 5.4.1.- Patentes en el tiempo.

0

50

100

150

2002003

2004

2005

2006

2007

20082009

2010

2011

2012

2013


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Dentro de los resultados analizados, un elemento destacable, es la tecnología emergentesobre métodos alternos de extracción de shale gas, para sustituir el proceso defracturación hidráulica, la cual tiene grandes controversias respecto a las implicacionesambientales, a continuación se mencionan algunas particularidades de dichas propuestas,las cuales son presentadas por la empresa Expansion Energy LLC (http://www.expansion-energy.com) como tecnología emergente.

Figura 5.4.2. Enfoque de las patentes en el tiempo.

0 50 100 150 200

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Alterno al proceso

Fluido

Metrología

Proceso

Simulación

Válvulas

http://www.expansion-energy.com/http://www.expansion-energy.com/http://www.expansion-energy.com/http://www.expansion-energy.com/http://www.expansion-energy.com/


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Patente US20130192838 A1 NON-HYDRAULIC FRACTURING SYSTEMS, METHODS, AND PROCESSES

Patente US8342246 B2- FRACTURING SYSTEMS AND METHODS UTILIZINGMETACRITICAL PHASE NATURAL GAS

Empresa: EXPANSION ENERGY LLC (EXPA-N) http://www.expansion-energy.com

País: Estados Unidos

Novedad: Método para extraer hidrocarburos de formaciones subterráneas si el uso delíquidos.

Alcance: El método implica bombear gas natural en fase metacrítica en formacionessubterráneas para crear o extender fracturas o fisuras. La presión del gas natural en fasemetacrítica es mantenida o incrementada en la formación para mantener la fisura abierta.Un apuntalante es enviado a la formación subterránea, donde éste es enviado a través decompresas tibias de gas natural comprimido, la presión del mismo es liberada tal que elapuntalante mantiene la fisura abierta.

Patente US20130220605A1. NON-HYDRAULIC FRACTURING SYSTEMS, METHODS, AND PROCESSES- (continuación de las anteriores)

Empresa: EXPANSION ENERGY LLC (EXPA-N)País: Estados Unidos

Alcance: El método implica proporcionar un líquido no acuoso tal como el metanol, al cualse le añade un tensoactivo y un apuntalante; el líquido obtenido es energizado con gas

natural presurizado y llevado a las formaciones subterráneas.

http://www.expansion-energy.com/http://www.expansion-energy.com/http://www.expansion-energy.com/


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a. La controversia que rodea al tema de la explotación del Shale gas, bajo el método defracturación hidráulica (Fracking) respecto a su impacto ambiental, bajo opinionesdiversas desde los que minimizan dichos impactos, hasta otros que han presionado de

tal manera que en algunos países de Europa han dejado de realizar los trabajos deexplotación derivado de las implicaciones tangibles que se han presentado. Derivadode lo anterior, se ha iniciado a buscar nuevas alternativas al proceso de explotación,como es el caso de la empresa EcorpStim quienes desarrollan e implementa técnicasinnovadoras de extracción para recursos convencionales y no convencionales comolas que se mencionan a continuación.

Fracturación por gel propano. Se menciona como un proceso de muy bajoconsumo de agua y bajo consumo de químicos o bien nulo, ya que con el propanoes suficiente para generar las fracturas en el subsuelo, sin embargo dicho procesoconlleva altos riesgos por el nivel de peligro que implica el manejo de grandes

cantidades del gel propano, por ser altamente explosivo.

Fracturación por Propano no Flamable (NFP por sus siglas en inglés) el cual sepresenta como una excelente solución para realizar una fracturación limpia y sinriesgos de explosión. El desarrollo de esta técnica se encuentra en su fase inicial yno está completamente probada.

b. En general en Europa se cuenta con una prospectiva de explotación de shale gas conniveles promedio de 2.83 – 5.66 tcm (trillones de metros³), solo en el caso de Rusia setiene una prospectiva más alta sobre un promedio de 5.66-8.49 tcm, sin embargo

comparado con otros países como China que tiene una prospectiva de 36 tcm oEstados Unidos con 24 tcm, su nivel se puede observar bajo, ver Figura 6.1.1.

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VI. MEGATENDENCIAS

Figura 6.1.1.- Prospectiva de recursos de Shale gas de Europa para 2011.


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c. El desarrollo del Shale gas está presente como una fuente energética rentable y secuentan con las soluciones tecnológicas para su extracción y disposición, sin embargolas problemáticas ambientales han frenado en alguna medida su desarrollo, llegandoal punto de prohibición del proceso en países como:

Francia Holanda

Bulgaria Alemania

Otros países se encuentran realizando extracción, pero con permisos en trámite y/o endesarrollo.

En la Figura 6.1.2 se muestran el estado que presentan los diferentes países en Europasobre la extracción de shale gas.

Figura 6.1.2.- Estatus del avance de extracción de shale gas en países europeos.


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El proceso de fracturación hidráulica, es un proceso maduro que está presente enla actualidad y brinda resultados medibles tanto de producción como de gastos

pertinentes al proceso en general. Estados Unidos se presenta como el pionero enel tema.

La prospectiva de mercado a nivel mundial, propone al Shale gas como una fuenteenergética constante que pudiese solventar los niveles de consumo regionales,como incrementar los niveles de exportación de cada región que cuente con losyacimientos, si la producción del Shale gas se hace presente, los costos del gasnatural empleados en áreas como industria, comercio o consumo se prospectan ala baja, de otra manera se presentará una alza mantenida en el precio del gas.

Los agentes químicos empleados en los fluidos de fracturación no sonrecuperados al 100% y representan daños al medio ambiente al ser una sustanciaque de forma natural no debe estar en el subsuelo, dichos agentes químicosdeben ser identificados para poder definir su nivel de riesgo. El principal punto seencuentra en la sección de los mantos acuíferos donde los revestimientos deconcreto y materiales de construcción deben ser altamente confiables para evitarcontaminaciones directas a los suministros de agua para las regiones.

La búsqueda de medios que no involucren sustancias químicas es necesaria paraevitar contaminaciones ambientales y afectaciones a largo plazo, así mismo laslegislaciones de los países protegen fuertemente al ecosistema buscando la

prohibición de procedimientos de extracción no seguros que pongan en riesgo alecosistema.

Algunos estudios sugieren que la fracturación de pozos es el causante demovimientos sísmicos presentados en las áreas cercanas a las plataformas deperforación, donde anteriormente no se habían registrado movimientos, por lo cualel estudio de éstos debe ser elaborado previo, durante y post apertura de un pozode extracción de gas.

El desarrollo de nuevas tecnologías es de primera necesidad, como lo soninvestigaciones referentes a fracturación por Propano o NFP y su evaluación sobrela efectividad en diferentes áreas geográficas, teniendo grandes expectativas porser una solución para las implicaciones ecológicas actuales.

VI. CONCLUSIONES


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Trabajos citados1. KOS´C´, WOJCIECH. SHALE GAS investment guide/POLAND. WARSAW,

POLAND : CLEANTECH POLAND LLC UL. PUSTELNICKA 48/22 04-138 , 2012.

2. INSTITUTE, KPMG GLOBAL ENERGY. Shale Gas – A Global Perspective.s.l. : www.kpmgglobalenergyinstitute.com, 2011.

3. (IEA), International Energy Agency. GAS MEdium-Term Market Report 2013.s.l. : IEA Publications, 9, rue de la Fédération, 75739 Paris cedex 15, 2013. ISSN2307-0277 ISBN: 978 92 64 19116 7.

4. Administration, US Energy Information. Annual Energy Outlook 2013. s.l. :www.eia.gov/forecasts/aeo, 2013. DOE/IEA-0383(2013).

5. —. Thechnically Re coverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States.Washington : U.S. Energy Information Administration, 2013. Washington, DC20585.

6. Naciones Unidas, Javier H. Estrada. DESARROLLO DEL GAS LUTITA(SHALE GAS) Y SU IMPACTO EN EL MERCADO ENERGÉTICO DE MÉXICO:REFLEXIONES PARA CENTROAMÉRICA. México : Impreso en Naciones Unidas• México, D. F., 2013. 2013-032.

7. Burgos, Asamblea contra la Fractura Hidráulica. La extracción de Gas NoConvencional y la Fractura Hidráulica Permisos en Burgos. Burgos : s.n., 2011.

8. S.A., TOTAL. UNCONVENTIONAL GAS RESOURCES FOR THE FUTURE.Paris, Francia : www.total.com, 2012.

9. (IGU), International Gas Union. Shale Gas The Facts about the EnvironmentalConcerns. Norway : International Gas Union (IGU), 2012. www.igu.org.

BIBLIOGRAFÍA

Documents

ESTUDIO Fracturacion de Pozos-V2