Porosidad y Operaciones de Fracking ens Yacimientos No Convencionales

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 HIDRAULICAEste 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.

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 ROCAS
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).
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Por otro lado, la porosidad en las rocas puede obtenerse fácilmente a partir de registros sonicos, registro de densidad o registro de neutrones.

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YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

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

 

 

 

 

POROSIDAD DE LAS ROCAS 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. . . . . . #porosidad #lutitaspetroliferas #registrospetrofisico #permeabilidad #fracturamientohidráulico #petroleocolombia #frackingColombia #fracking #noalfracking #petrolero #economíacolombia ➖➖➖➖➖➖➖➖➖➖➖⁣⁣⁣⁣⁣ ✅ Si te gustó, regalanos un LIKE ❤ ⁣⁣⁣⁣ ⁣⁣⁣📸 Recuerda dar credito a los autores de las fotos 👈 ⁣⁣ ◾◾◾◾◾◾ #perfoblogger #oilfield #petroleo #drilling #oilfield #gas – #regrann
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