Por: MBA. Ramses Pech | @economiaoil | Facebook : Energía Nuevo Mercado de Inversión| pech.ramses@yahoo.com.mx

Fracturas hidráulicas es una técnica para poder realizar una comunicación artificial entre los hidrocarburos que no pueden salir a superficie en forma natural del yacimiento.

Existe una confusión en el tipo de fractura utilizada para realizar en cada tipo de yacimiento; que dependerá de estudios de micro-sísmica, tipo de hidrocarburos, permeabilidad y la forma que está el crudo/gas dentro de la roca madre.

No es lo mismo la fractura en un yacimiento convencional a uno del tipo no convencional.

CONVENCIONAL: Existen en una roca reservorio porosa y permeable para la acumulación de hidrocarburos, relacionada a una trampa con una roca impermeable que evita su fuga, existiendo una separación entre hidrocarburos y otros elementos que interrelación como el agua. Normalmente pueden ser perforados pozos del tipo vertical, “J, “S”, Horizontales y multilaterales. Los cuales la terminación o la forma de realizar su extracción de los hidrocarburos en superficie requieren de ciertas ayudas artificiales para poner en marcha la producción como son estimulaciones, fracturas y sistemas de bombeo que pueden ser utilizados una o varias veces durante la vida del yacimiento y cada pozo.

En México regiones como la cuenca de Burgos, Tampico – Misantla, Veracruz entre otras existen algunos yacimientos convencionales que su explotación data de más de 20 años, a los cuales en su mayoría se realizado fracturamiento hidráulico de en fase sencilla.  Indica que realizan una sola fractura que dependerá el tamaño del espesor de la formación a fracturar y el tipo de hidrocarburo. Esta forma de fracturar indica solo la explotación de zona de producción a la vez; a la cual se da mantenimiento que depende de la presión y volumen de los hidrocarburos en superficie durante la vida del pozo. Al reducir la producción requieren realizar una nueva fractura de mantenimiento y cuando la zona no presenta un valor económico por arriba de lo calculado, abandona y coloca un tapón (empacador) y continúa con la zona siguiente arriba de la explotada en su momento. Esta práctica se ha realizado en México por más de 30 años teniendo éxitos comerciales en los pozos.

Un ejemplo palpable podemos considera a la cuenca de Burgos, la cual en su totalidad requiere de una fractura inicial para poder activar a el pozo a producir. En 1990 producía alrededor de 245 millones de pies cúbicos diarios; 1996 a 2000 realiza una campaña de perforación para el incremento de producción llegando a 1 MMpcd y en 2009 de 1.5 MMpcd (el punto máximo logrado en forma anual) y actualmente está alrededor de 600 a 700 MMpcd. Entre el 2005 a 2014 fracturaban en convencionales entre 300 a 500 pozos en forma anual (2009 a 2012 fue en promedio de 400 a 700 pozos) y 2014 a 2018 un promedio de 80 a 150 pozos para el mantenimiento de la producción pasando de 1 a 700 MMpcd.

Dejar de fracturar en la cuenca de Burgos significa reducir la producción de gas seco del país (Como lo acontecido del 2014 a la fecha), incrementando la importación e asignado una mayor cantidad de recursos a la separación del gas asociado en cuencas del sureste y la sonda de Campeche (no confundir gas seco a húmedo. Este último incrementa su costo al realizará la separación de líquido para tener gas seco).

NO CONVENCIONAL: Existencia de un roca reservorio de muy baja porosidad (formación compacta) y permeabilidad (Hidrocarburos no presentan movilidad natural). No necesita de una trampa para su acumulación, debido a que los hidrocarburos se alojan en la roca madre (incrustados en la roca), no hay límites definidos entre los hidrocarburos y el agua en la roca que se aloja. Inicialmente se perforaban en pozos verticales, tipo “J” y “S” y cambiaron al requerir un mayor contacto con la zona del yacimiento ante la dificultad de su extracción y factores de recuperación pasando hoy día a pozos horizontales en más del 99% de los pozos con secciones que van desde los 100 hasta los tres kilómetros de secciones de contacto, cuyo espesor de la zona puede estar entre los 10 hasta 100 metros de espesor (dependen de la formación y región del yacimiento) y todos los pozos son fracturados.

En México tenemos estos tipos de pozos no más de 50 pozos (PEMEX y Privados) perforados, terminados y evaluados, debido a que la mayoría son pozos en fase de exploración. Este tipo de pozos al tener un mayor contacto con la formación en forma horizontal y pueden realizar entre 5 a 100 fases (fracturas al mismos tiempo). Actualmente en EUA hay pozos que están realizando entre 80 hasta 250 fases. En México hemos realizado pozos entre 15 a 20 fases (fracturas) buscando el mayor contacto de  la formación para aumentar volumen de extracción de hidrocarburos.

La fractura en pozos no convencionales, es utilizada para dar comunicación y movilidad a los hidrocarburos por medio de la conexión artificial realizada por medio de la fracturación en forma controlada que no llega en un radio no mayor de un rango promedio de alrededor de entre 100 a 200 metros, esto dependerá de la formación y micro-sísmica que realiza antes de cada fractura para la verificación del alcance de la misma en función del espesor de la zona de producción, el objetivo es poder abarcar la mayor distancia de la zona (distancias del espesor promedio entre 10 a 200 metros a donde están los hidrocarburos) y con esto reducir la mayor cantidad de agua, arena y materiales para la fractura con el objetivo de reducir los costos operativos y riesgos ambientales.

La fractura hidráulicas es una técnica de poner a producir un pozo, no es la forma de perforarlo. Actualmente en formaciones que tienen los hidrocarburos en la roca madres no existe una técnica para liberarlos y poner en superficie.

En México existen normas ambientales y operativas que las empresas productivas del estado y privados tienen que tomar en cuenta los lineamientos emitiditos por la CNH, los cuales cuidan la hermeticidad del pozo (es decir, cada fase perforada evalúa que no exista perdida de presión y asegure que no existan fugas entre el cemento, tubería de revestimiento y formación). En el caso de haber indicado los procedimientos que deben realizar de acuerdo a las prácticas internacionales y no podrán realizar la fracturación en caso de que no se demuestre lo contrario.

La ASEA emitió los lineamientos a seguir para pozos no convencionales en tierra sobre la parte de seguridad y medio ambiente. En el mar actualmente no existen hasta el momento formaciones no convencionales.

Las regulaciones que tenemos están por encima en cuanto a cumplimientos comparados con EUA, a lo cual debemos de acatar en el caso de que continuemos usando esta técnica en México para no bajar la guardia de lo ya estipulado por los órganos reguladores o realizar mejora a según convenga en forma técnica y ambiental.

Un tema que debemos dejar en claro es que en EUA en estudios recientes en zonas que utilizan agua de pozo para consumo humano, agricultura y ganadería han demostrado que no existe una conexión entre el metano que suponía que provendría de los pozos fracturados continuos a los pozos de agua. El estudio realizado por la Universidad de Cincinnati demostró que el metano encontrado en el agua potable provenía de la descomposición natural del agua de los mantos freáticos, esto fue determinado por medio de la diferenciación de los isotopos del metano biológico y de hidrocarburos; realizando muestras de varios pozos del 2012 al 2015 encontrando que no existía conectividad alguna. Esto mismo podríamos realizar con universidades del país que en conjunto con Conagua podría realizar monitores continuos de los pozos y realizar una metodología; que sea incursionada dentro de los lineamientos de la ASEA/CNH. El problema de toda actividad en energía en México no hay evidencias del antes para comparar con el después, debemos de aprovechar las investigaciones realizadas y converger en utilizarlas por tener un mercado monopólico.

Sobre los químicos utilizados han evolucionado desde los 60 hasta la actualidad; en los inicios llegaron a tener entre 14 a 20 productos entre amigables y no amigables, al ir avanzando en el desarrollo de tecnología que ayudará a evaluar las formaciones y qué productos requerirán en cada operación a realizar, pasaron en su gran mayoría a ser amigables y degradables. Existen algunas opiniones que los surfactantes usados en la fractura son de alta contaminación, pero estudios demostrados que el porcentaje utilizado y el manejo riguroso del agua congénita o la de retorno de cada fractura no produce una contaminación tan severa comparada con otros usos que se realizan en forma común como en los hogares. Actualmente en las fracturas este tipo de productos no pasa del 0.4% del total de la fractura y la tendencia es la reducción en porcentaje de los mismos al mejor las operaciones al incrementa la velocidad lineal (eliminar flujos turbulentos) del fluido con una fricción casi despreciables al aumentar el volumen del gasto.

En un estudio realizado en 2015 indica que el componente químico 2-butoxietanol mejor conocido como 2-BE; indicó la  Universidad de Colorado-Boulder que descubrió que los surfactantes no son “más tóxicos que las sustancias comunes del hogar”. La pregunta existe alguna regulación que nos sancione por todos los productos utilizados como jabón al lavar trastes; bañarnos, limpiar la casa/oficinas/espacios, productos de limpieza para limpiar muebles, cocinas, estufas, hornos etc., no están regulados para su utilización y pongamos a pensar en un tiempo de cinco segundos cuántos productos no son vertidos a la cañería o a la atmósfera por el ser humano, cuánta agua fresca se contamina al mezclar en las casas, oficinas o cualquier espacio para la limpieza, cuánto se recicla o trata, surgen las siguiente preguntas será  que hay un sobre costo económico-ambiental  y cuánta agua se vuelve a reutilizar al bajar la palanca al baño.

Creo que tenemos las regulaciones necearías como todo industria que utiliza la química y recursos naturales, hay que poner un punto medular entre cómo disminuir lo que puede contaminar y cómo dejar de usar recursos naturales, en el caso de usar cómo reutilizar un número mayor de veces al realizar el proceso que involucra crear materia prima para generar energía.

Dejar de fracturar campos de fase sencilla que se hace desde hace  más de 50 años en México implicaría la cancelación de préstamos de bancos y las calificadoras pasarían las reservas actuales a recursos contingentes (son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero donde el o los proyecto(s) aplicado(s) aún no se consideran suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias.

Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales actualmente no existen mercados viables, o donde una recuperación comercial es dependiente de tecnología aún baja desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para claramente evaluar la comerciabilidad. Adicionalmente los recursos contingentes se categorizan de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser sub-clasificados, basados en la madurez del proyecto y/o caracterizados); Es decir; perderían valor económico dejar de fracturar y sólo se usarían en el caso de contingencia. Disipando la atracción de que capitales nacionales e internacionales, cuya consecuencia es dejara de invertir ante el poco valor que podría tener las reservas en cuestión, limitando a PEMEX a buscar socios en alianzas o la SHCP poner bajos requerimientos a futuros contratos en estas áreas dentro de las rondas que la CNH que pudiera realizar. Considerar que  al realizar la certificación de reservas México tendría menos valor en sus hidrocarburos y menos volúmenes; dando como consecuencia menos años de extracción.

Lo recursos prospectivo en 2017  en la cuenca de Burgos es de alrededor de 3.2 para convencional y 10.8 Petróleo crudo equivalente (MMbpce), Tampico – Misantla convencional 2.2 y 34.9 MMbpce  no convencional; Sabinas – Burro-Picachos de convencional 0.4 y 14.0 MMbpce no convencional.

En EUA perforan alrededor de más de 15 mil pozos por año en promedio pudiendo haber entre 15,000 a 20,000 fracturas con fases que van en promedio de 20 a 100 por pozo.

  • Referencias:
  • Secretaría de Energía de México SENER
  • SIE – Sistema de información Energética
  • EIA- Administración de información de Energía de EUA
  • FRACfocu- Página de monitoreo de Fractura
  • EPA – Agencia del Medio ambiente de EUA
  • Comisión Nacional de Hidrocarburo
  • PEMEX – Exploración y Producción
  • Universidad de Cincinnati
  • LinkedIn –
  • Experiencia de Ingeniero Petrolero de México y EUA
  • Análisis y Experiencia de campo de Ramses Pech

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