Los retos tecnológicos para extraer aceite y gas de lutitas en México

Los retos tecnológicos para extraer aceite y gas de lutitas en México

La futura explotación de las lutitas en México implica aplicar nuevas tecnologías, que deben ser compatibles con el desarrollo sustentable del país.

ALEJANDRO GUZMÁN RODRÍGUEZ*

La “revolución” del shale en Estados Unidos repercute hoy como tema clave en la definición de la política energética mexicana, por lo que se tiene la expectativa de que habrá un gran impulso al desarrollo del potencial de gas y aceite en lutitas en el país en los próximos años, posiblemente con nuevas reglas para la participación de la inversión privada. La explotación de las lutitas implica desarrollar y aplicar nuevas tecnologías, mismas que deben ser sensibles a las necesidades de un desarrollo sustentable en lo social y lo ambiental. Para encontrar la riqueza de una roca prometedora pero de baja permeabilidad el hombre que explora nuevos recursos de hidrocarburos requiere infraestructura, ingenio y mucha precisión. Por ello cuando se abordan las lutitas gasíferas y aceitíferas en cualquier circunstancia de inmediato aparecen algunos conceptos inevitables: el fracturamiento hidráulico, la sísmica, la microsísmica, los fluidos químicos y el agua.

Y posiblemente el mayor elemento común y crucial para éstos es la tecnología.

Durante la perforación de un pozo potencialmente productor de aceite y gas en lutitas, el reto es probar con la máxima eficiencia posible que existen estos hidrocarburos y, conforme las expectativas de exploración crezcan pozo por pozo, se irá ganando terreno en favor de la certidumbre.

Por eso la tecnología puede ser definitoria para confirmar la viabilidad del desarrollo de los recursos no convencionales.

El ingeniero José Antonio Escalera Alcocer, subdirector de Exploración de Pemex Exploración y Producción (PEP) y encargado del proyecto de exploración de recursos no convencionales en México, explica en entrevista con Energía a Debate el proceso que ha emprendido Pemex en los últimos años para probar las reservas de gas y aceite en lutitas, calculadas en el orden de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce), según estudios de la petrolera.

“En el 2010 no teníamos ninguna evaluación, no teníamos idea de lo que teníamos en el subsuelo. Hoy, en el 2013, ya tenemos esa cuantificación de 60 mil millones de barriles, ya llevamos perforados aproximadamente 10 pozos, ya estamos confirmando esos trenes. Este año pensamos terminar 15 más, y a partir del año que entra, perforar entre 25 y 30 pozos al año, desde el punto de vista exploratorio”.

“Al confirmar estos conceptos (aceite y gas en lutitas), como ya confirmamos en (el pozo) Anhélido-1 (el primer pozo productor formal de aceite en lutitas, de acuerdo con el ingeniero Escalera), y ya cerca de ese pozo estamos perforando otro; es donde ya le daríamos una certidumbre aceptable por la industria como para plantear ya un desarrollo masivo”, precisa.

De los 60 MMMbpce estimados por Pemex, se han confirmado 50 millones de barriles de reservas, tras la terminación de cinco pozos perforados en el norte del país en las provincias de Sabinas-Burro-Picachos y Burgos, que forman parte de la extensión del play Eagle Ford.

DIFERENCIAS EN EL TRATAMIENTO DE PLAYS

Para desglosar por partes los retos tecnológicos para explorar, desarrollar y explotar las lutitas gasíferas y aceitíferas, es indispensable enumerar las diferencias entre el tratamiento de plays de recursos convencionales y el manejo de plays de recursos no convencionales.

Mientras el modelo geológico, geofísico y petrofísico de los convencionales se caracteriza por una roca almacenadora, los elementos habituales de migración, trampa y sello, así como por una edad diferente entre la roca almacén y el yacimiento, en los no convencionales la misma roca generadora es trampa, es de baja porosidad y poca permeabilidad, se indica en una clasificación realizada por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).

Para el desarrollo de los plays convencionales se requiere definir la arquitectura estratigráfica interna del yacimiento, la ubicación de los horizontes productores y las dimensiones de la trampa. Para los no convencionales, es necesario definir límites y la arquitectura interna del yacimiento, definir áreas ricas en materia orgánica, cuarzo, carbonatos y susceptibles a fracturamiento, así como ubicar los sweet spots, es decir, los lugares más propicios para la explotación, según la clasificación el IMP.

En la explotación de los convencionales se perforan pozos vertical u horizontalmente y hay una recuperación secundaria, mientras en los no convencionales la extracción se realiza a través de la perforación horizontal de pozos y fracturamiento hidráulico.

SÍSMICA Y MICROSÍSMICA

Una vez que se han explorado los pozos potencialmente productores de aceite y/o gas en lutitas, es necesario caracterizar los yacimientos para determinar las áreas donde la roca es más productiva. Para esta etapa se emplea la sísmica 3D, que permite obtener información específica sobre las lutitas con la finalidad de determinar las zonas más idóneas para realizar las fracturas. A estas áreas también se les denomina “sweet spots”.

El maestro en Ciencias Jorge Mendoza Amuchástegui, director de Exploración y Producción del IMP, destacó las cualidades de los estudios sísmicos en la caracterización de yacimientos, durante su participación en la conferencia tecnológica temática “Exploración y explotación de aceite y gas de lutitas” organizada por el IMP el 4 de abril pasado.

“Necesitamos utilizar esta tecnología, por ejemplo, la parte de la sísmica multicomponente y la parte de la sismología, que tiene un cubrimiento angular de 360 grados, alrededor de un punto de observación en el subsuelo, de tal manera que nosotros podamos eliminar ambigüedades que tienen que ver con cómo fueron adquiridos los datos e inferir que la variación de las propiedades elásticas (de la roca), a partir de estos datos sísmicos, nos va a dar información de fracturamiento natural en el subsuelo y además de cuáles son las zonas más dúctiles y más frágiles, y que nosotros podamos orientar las direcciones de perforación en las zonas, con los objetivos de maximizar el retorno de la inversión”, detalló Mendoza Amuchástegui en su ponencia “Aspectos tecnológicos para la exploración, explotación y desarrollo de proyectos de shale gas/oil en México”.

“Técnicamente, a este tipo de registro amplio se le denomina “de acimut completo” y es notoria la calidad de imagen que proporciona en comparación con los estudios convencionales 3D. De hecho, el IMP tiene prevista la adquisición de datos tridimensionales de 1,200 kilómetros cuadrados de superficie de la provincia Tampico-Misantla, que corresponde al área de Limonaria, y de 1,500 kilómetros cuadrados de la cuenca Burro-Picachos, como parte del proyecto sobre recursos no convencionales que coordina Pemex. Es decir, un total de 2,700 kilómetros cuadrados de sísmica tridimensional, de alta densidad y de acimut completo.

Una de las preocupaciones que ha difundido la prensa internacional y diversas organizaciones ambientalistas por el fracturamiento hidráulico –empleado en los pozos de gas y aceite de lutitas– es la generación de microsismos que pudieran repercutir en la superficie. Para prevenir este riesgos, se realizan estudios de microsísmica que miden el efecto de las ondas sísmicas generadas por la fuerte presión ejercida sobre el subsuelo mediante el fracturamiento.

Sobre este aspecto, José Antonio Escalera Alcocer indica que, además de la microsísmica, Pemex se encarga de que la profundidad de los pozos sea mayor a 1,000 metros porque, por un lado, facilita que el gradiente de presión sea adecuado y, por otro, reduce el riesgo de que los microsismos alcancen la superficie. El ingeniero explica en entrevista en qué consiste la técnica de la microsísmica.

“¿Qué es lo que hacemos? Colocamos geófonos, así como cuando adquirimos la sísmica 3D, que generamos un impulso nosotros con explosivos o con vibradores. Lo que se hace aquí (en la microsísmica) es: a la hora que se está fracturando el yacimiento, allá abajo en el subsuelo, estamos metiendo presión inyectando agua, inyectando arena.

Eso genera abajo microsismos, y esas técnicas de microsísmica de detección de esos pequeños movimientos, pulsaciones, allá en el subsuelo, lo detectan estos aparatos, donde es muy evidente que lo máximo que crecen estos yacimientos son entre 150 y 200 metros… Entonces no vemos cómo afecte a la superficie”, señala.

Acerca del ancho de las fracturas, el subdirector de Exploración de PEP añade: “Estamos hablando de centímetros, milímetros, de apertura y de fractura. No estamos hablando de grandes dimensiones.

No generamos cavernas grandes, nada de eso. Por eso es que generalmente lo que hacemos es que fracturamos en el pozo horizontal, dependiendo el tipo de roca, con espaciamiento de cada 100 metros”.

MANEJO DEL AGUA

El primer insumo crítico para la extracción de gas y aceite de lutitas es el agua. En el fracturamiento de un solo pozo se requieren un promedio de 15 a 20 millones de litros de agua, es decir, entre 95,000 y 120,000 barriles del líquido. Debido a esto, los procesos de reutilización del agua empleada en los pozos, la reducción del número de viajes para transportarla y el aprovechamiento de agua salobre procedente de formaciones en el subsuelo reducen el impacto social y medioambiental causado por el uso intensivo de este recurso.

“Cuando empieza la perforación (de pozos) nos encontramos con numerosos movimientos en tierra, en locaciones gigantescas, movimientos de camiones, grandes recursos utilizados en agua. Si ustedes ven un desarrollo típico, un pozo típico no convencional, lleva aproximadamente 1,000 viajes de camiones. Esto produce daños en rutas, accidentes y es lo que hace que colabore para que el público, los gobiernos, estén en desacuerdo con estos desarrollos.

Ahí la pregunta que nos planteamos es si la tecnología puede hacer algo, la tecnología o la innovación, pueden hacer algo para reducir este impacto”, planteó Luis Daniel Gigena, gerente técnico de Estimulación de

Schlumberger en México y América Central durante la conferencia temática sobre lutitas del IMP.

Gigena afirmó que para disminuir los trayectos de vehículos con agua es factible usar tanques de material blando, como lona u otros materiales que reemplazan los metálicos. La ventaja final es que en un solo viaje se transporta toda el agua para una locación. “Esto se utiliza hoy en día en Polonia y han certificado reducciones de 80 viajes de camiones por pozo”, aseguró.

Petróleos Mexicanos emplea técnicas para eficientar el uso de agua, en primer lugar, a partir del agua que se regresa después de su inyección en el pozo. “Lo que se hace es filtrar esta agua para eliminar los sólidos y quitarle las sales. Las técnicas que se están utilizando son técnicas para que la salinidad del agua no sea de más de 3,000 partes por millón. Porque agua de más de 3,000 partes por millón desestabilizan ya la fractura”, explica el ingeniero José Antonio Escalera Alcocer.

Pero Pemex también analiza la posibilidad de utilizar el agua de formación extraída en el proceso de producción de aceite y gas.

“Hay yacimientos que producen a lo mejor 100 barriles, pero de esos 100 barriles, a lo mejor 30% es aceite y 70% es agua, más en áreas maduras como Poza Rica, o campos allá en el norte ya muy antiguos, como Monterrey, Reynosa, donde el porcentaje de corte de agua es muy alto, entonces es lo que le llamamos ‘agua congénita’. Esa agua congénita, están experimentando para que usemos técnicas que le permitan eliminar los sólidos, quitarle sales, para que sea también de uso para las fracturas”, precisa Escalera Alcocer.

Otras opciones tecnológicas para el manejo eficiente del agua es la purificación a través de la aplicación de rayos ultravioleta (UV) y el tratamiento del líquido mediante la electrocoagulación.

La empresa internacional de productos y servicios para la industria energética Halliburton plantea ambas posibilidades mediante unidades móviles separadas. En el caso de los rayos UV se trata de un sistema que irradia la corriente de agua a través de lámparas de sílice o cuarzo, con longitudes de onda de entre 200 y 300 nanómetros, con una capacidad de purificar 100 mil barriles de agua por día.

Wuilmer Ponte Escobar, gerente de Tecnología de Halliburton, detalló en el evento del IMP que el sistema de purificación está conformado por una unidad compuesta por una cámara de rotamiento, un equipo generador y una cabina de control que también es laboratorio. El equipo permite conocer datos en tiempo real y “en línea” acerca de la calidad del agua que procesa.

El sistema de electrocoagulación se basa en procesos eléctricos que desestabilizan el coagulante material coloidal suspendido en el agua. También es un equipo transportable y, de acuerdo con Wuilmer Ponte Escobar, logra la reducción de 99% de sólidos.

“Por supuesto que si hay un pretratamiento los resultados son mucho mejores y de más calidad. Los costos indican hasta ahora que son muy competitivos y se estima que hay ahorros importantes del acarreo de agua, del uso de pipas”, señaló Ponte Escobar.

FLUIDOS

El flujo fracturante que se inyecta en los pozos también supone un reto tecnológico, pues su composición química podría ser nociva si llega a depósitos de agua de consumo humano. En el proyecto del IMP para la exploración y desarrollo del aceite y gas en lutitas, se contempla este aspecto como “manejo integral de materiales y residuos peligrosos generados en el proceso de fracturación hidráulica”.

Luis Daniel Gigena, de Schlumberger, sostuvo que la última “regla de oro” del listado elaborado por la Agencia Internacional de Energía (IEA, siglas en inglés) para la exploración y explotación de recursos no convencionales, “garantizar una actuación consistente de alto nivel del medio ambiente”, incluye los componentes del fluido fracturante.

“Existen fluidos de fracturamiento que yo puedo entregarle todos los componentes de un fluido (a un cliente), pero no solamente es necesario informar, sino que hay que reducir lo tóxico de esos fluidos y uno de los componentes que son peores en esta situación son los biocidas, que matan las bacterias. Los fluidos de fractura están hechos para matar la vida, entonces son posiblemente uno de los componentes más peligrosos en ese sentido. En estos momentos también hay desarrollos en donde mezclando el cloruro de sodio, sal común con energía –y esto se puede hacer en tiempo real–, se eliminan las bacterias”, expuso Gigena.

Halliburton ofrece una opción innovadora para modificar las características químicas del fluido, conservando los atributos necesarios para que el flujo cumpla con su objetivo fracturante. Se trata de tres productos elaborados con componentes de origen orgánico y aceptados por la FDA (Food and Drug Administration). El sistema fracturante incluye agentes gelificantes, interruptores, reticulares, reguladores y activadores, es decir, las mismas características de los fluidos convencionales, según Wuilmer Ponte Escobar.

“Todos los aditivos que componen este sistema provienen de la industria de los alimentos, son los mismos que nosotros prácticamente comemos a diario en las gaseosas, en las hamburguesas”, afirmó Ponte Escobar.

ACUERDO DEL IMP Y COMESA

Las adquisiciones de sísmica 3D que el Instituto Mexicano del Petróleo tiene previstas para conocer los recursos prospectivos de gas y aceite de lutitas en el país son parte del convenio firmado entre el instituto y la Compañía Mexicana de Exploraciones SA de CV (Comesa) el pasado 20 de marzo.

El proyecto denominado “Asimilación y desarrollo de tecnología en diseño, adquisición, procesado e interpretación de datos sísmicos 3D-3C con enfoque a plays de shale gas/oil en México” contempla un monto de 244 millones 285 mil dólares, que provienen del Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos –de acuerdo con un boletín publicado por el IMP–, y tiene vigencia hasta el 30 de abril de 2016.

Los esfuerzos del convenio se centrarán en los yacimientos potenciales de los estados de Coahuila y Veracruz, en las áreas Galaxia y Limonaria, respectivamente, e incluyen la canalización de recursos para la formación de personal especializado en todas las etapas técnicas del proyecto, así como la vinculación con universidades mexicanas, extranjeras y consorcios de investigación.

El convenio, firmado por Jorge Mendoza Amuchástegui, del IMP, y por Adán Oviedo Pérez, director general de Comesa –compañía conformada con 60% de acciones de Pemex Exploración y Producción, y 40% de la firma extranjera Schlumberger–.

El acuerdo también implica la creación de un centro dedicado al procesamiento especial de cubos sísmicos 3D-3C que se instalará en Villahermosa, Tabasco, donde se entrenará a personal del IMP y de Pemex.