Le ltm tesis4

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS
CARRERA DE INGENIERÍA
INGENIERÍA PETROLERA
PROYECTO DE GRADO
“ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA LA
IMPLEMENTACIÓN DE POZOS MULTI-WELL PAD
PARA LA PRODUCCIÓN DE SHALE GAS EN EL
SUBANDINO SUR, PERTENECIENTE A LA CUENCA
CHACO-TARIJA DE BOLIVIA, A NIVEL DE LA
FORMACIÓN LOS MONOS”.
NOMBRE: LIMBERG TOLA MAYTA.
DOCENTE: ING. RAÚL MALDONADO.
LA PAZ-BOLIVIA
2015

Dédicatoire:
À Mon Père Et Ma Mère Qui M’ont Donné La
Force De Vivre Et Que M’ont Enseigné Que
Tout C’est Possible.
By
Limberg Tola Mayta

Contenido
1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
2 JUSTIFICACIÓN..................................................................................................... 1
3 OBJETIVOS ........................................................................................................... 1
3.1 OBJETIVO GENERAL ..................................................................................... 1
3.2 OBJETIVO ESPECIFICO ................................................................................. 1
4 MARCO TEÓRICO ................................................................................................. 2
4.1 GAS NO CONVENCIONAL...................................................................................... 2
4.2 TIPOS DE GAS NO CONVENCIONAL......................................................................... 3
4.2.1 Tight Gas .................................................................................................... 3
4.2.2 Camas de Carbón ........................................................................................ 3
4.2.3 Shale Gas ................................................................................................... 4
4.2.3.1 Shale gas a nivel mundial.....................................................................................................5
4.2.3.1.1 China................................................................................................................................7
4.2.3.1.2 Estados Unidos...............................................................................................................8
4.2.3.1.3 Argentina........................................................................................................................12
4.2.3.1.4 México............................................................................................................................12
4.2.3.1.5 Sudáfrica........................................................................................................................13
4.2.3.1.6 Canadá...........................................................................................................................14
4.2.3.1.7 Polonia...........................................................................................................................16
4.2.3.1.8 India................................................................................................................................16
4.2.3.2 Shale gas en Bolivia ............................................................................................................17
4.2.3.2.1 Posible Ubicación geográfica del proyecto .............................................................19
4.2.3.3 Tecnología utilizada en la Explotación de Shale gas.....................................................24
4.2.3.3.1 Fracking.........................................................................................................................24
4.2.3.3.1.1 Tratamiento del agua usada para el fracking mediante osmosis .................31
a) Sistema de tratamiento de agua Reverse Osmosis (RO).......................................31
a. Capacidades técnicas del RO.................................................................................32
4.2.3.3.2 Perforación horizontal..................................................................................................33
a) Multilateral drilling...............................................................................................................34
b) Pad Drilling..........................................................................................................................34
4.2.3.4 Daños medioambientales referidos a la producción de shale gas...............................35
5 PERFORACIÓN MULTI-WELL PAD...................................................................... 38
6 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ....................................................................... 47
6.1 EFECTO DE DAÑO O EFECTO SKIN ....................................................................... 47
6.2 APLICACIONES ................................................................................................ 49

6.3 PROCESO DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ...................................................... 49
6.3.1 Fracturamiento hidráulico en pozos horizontales .......................................... 51
6.3.2 Factores que afectan al comportamiento de las fracturas ............................. 52
6.3.2.1 Efectos non-darcy................................................................................................................52
6.3.2.2 Daño del fluido de fracturamiento......................................................................................53
6.3.2.3 Efectos multifase..................................................................................................................53
6.4 SIMULACIÓN DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN POZOS
HORIZONTALES................................................................................................................. 53
6.5 TRABAJOS HECHOS Y MÉTODOS ......................................................................... 53
6.5.1 Karcher et al. (1986) .................................................................................. 53
6.5.2 Schulte (1986) ........................................................................................... 53
6.5.3 Larsen and Hegre (1994)............................................................................ 54
6.5.4 Hegre (1996) ............................................................................................. 54
6.5.5 Ding (1996) ............................................................................................... 54
6.5.6 Ehrl (2000) ................................................................................................ 55
6.5.7 Wan (2002) ............................................................................................... 55
6.5.8 Iwere (2006) .............................................................................................. 55
6.5.9 Sadrapanah (2006) .................................................................................... 55
6.5.10 Fjærstad (2008) ....................................................................................... 55
6.5.11 Abacioglu (2009)...................................................................................... 56
6.5.12 Soleimani (2009)...................................................................................... 56
6.5.13 Método Local Grid Refinement (LGR) ........................................................ 56
6.5.14 Método del efectivo radio equivalente del pozo .......................................... 56
6.5.15 Método de la transmisibilidad corregida ..................................................... 57
7 SOFTWARE PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ........................................ 57
7.1 SOBRE PETREL .......................................................................................... 57
7.2 EL OBJETIVO QUE PERSIGUE PETREL ................................................................... 58
7.3 ¿QUÉ ES PETREL? ........................................................................................... 58
7.4 UN POCO DE HISTORIA ...................................................................................... 59
8 DATOS PARA LA SIMULACIÓN........................................................................... 60
8.1 PROFUNDIDAD TENTATIVA A LA CUAL SE PODRÍAN HACER LAS PERFORACIONES
HORIZONTALES DEL MULTI-WELL PAD......................................................................................... 60
8.2 DATOS DEL ESPESOR, POROSIDAD, SATURACIÓN DE AGUA Y DE PERMEABILIDAD DE LA
FORMACIÓN LOS MONOS PARA LA SIMULACIÓN ............................................................................ 66
9 PROCESO DE SIMULACIÓN................................................................................ 67
10 DATOS OBTENIDOS .......................................................................................110

11 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO.......................................................128
11.1 FACTORES IMPORTANTES DENTRO DEL ANÁLISIS ECONÓMICO .............128
11.1.1 VALOR PRESENTE NETO (VPN)............................................................128
11.1.1.1 CRITERIOS DE DECISIÓN ECONÓMICA DEL INDICADOR VPN PARA
ACEPTAR UNA PROPUESTA O PROYECTO ............................................................................................129
11.1.2 EFICIENCIA DE LA INVERSIÓN (EI) ......................................................129
11.1.3 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ......................................................130
11.1.3.1 CRITERIOS DE DECISIÓN ECONÓMICA DEL INDICADOR TIR PARA ACEPTAR
UNA PROPUESTA O PROYECTO ................................................................................................................130
11.2 DATOS PARA EL CÁLCULO ECONÓMICO ...............................................................131
12 CONCLUSIONES.............................................................................................143
13 RECOMENDACIONES.....................................................................................143
14 FUTUROS PROYECTOS .................................................................................145
15 BIBLIOGRAFÍA ...............................................................................................145
16 ANEXOS .........................................................................................................148
17 APÉNDICES ....................................................................................................155

Lista De Ilustraciones
ILUSTRACIÓN 1: TRAMPAS GEOLÓGICAS........................................................................................... 2
ILUSTRACIÓN 2: RECURSOS MUNDIALES DE GAS DIVIDIDOS POR TIPO EN TCF. ....................................... 5
ILUSTRACIÓN 3: RESERVAS DE SHALE GAS A NIVEL MUNDIAL. .............................................................. 6
ILUSTRACIÓN 4: CUENCAS CON MAYOR POSIBILIDAD DE SHALE GAS EN CHINA........................................ 7
ILUSTRACIÓN 5: UN MULTI-WELL PAD............................................................................................... 9
ILUSTRACIÓN 6: ESTADOS EN DONDE HAY SHALE GAS. ....................................................................... 9
ILUSTRACIÓN 7: LUGARES EN DONDE EXISTE SHALE GAS EN LOS ESTADOS UNIDOS. ............................. 10
ILUSTRACIÓN 8: TOP 7 DE LOS ESTADOS EN PRODUCCIÓN ACUMULADA DE SHALE GAS EN LOS ESTADOS
UNIDOS. ........................................................................................................................... 10
ILUSTRACIÓN 9: ESTIMACIÓN DEL VASTO USO DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN LOS ESTADOS UNIDOS.
....................................................................................................................................... 11
ILUSTRACIÓN 10: POZOS CONVENCIONALES Y NO CONVENCIONALES PERFORADOS EN PENNSYLVANIA,
FACILIDADES DEL GASTO DE AGUA Y DISPOSICIÓN DE POZOS NO CONVENCIONALES. ...................... 11
ILUSTRACIÓN 11: PRIMEROS POZOS DE SHALE GAS EN MÉXICO....................................................... 12
ILUSTRACIÓN 12: MAPAS DE LOCALIZACIÓN DE PLAYS DE SHALE GAS EN MÉXICO.................................. 13
ILUSTRACIÓN 13: SHALE GAS EN NORTE AMÉRICA........................................................................... 14
ILUSTRACIÓN 14: UBICACIÓN DE LAS RESERVAS DE SHALE GAS EN ALBERTA........................................ 15
ILUSTRACIÓN 15: ACTIVIDAD DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN POZOS DE ALBERTA ........................ 16
ILUSTRACIÓN 16: CUENCA DE LUTITAS DE AMÉRICA DEL SUR. ........................................................... 17
ILUSTRACIÓN 17: PROBABLES RESERVORIOS DE SHALE GAS EN BOLIVIA. ............................................ 18
ILUSTRACIÓN 18: MAPA GEOLÓGICO DEL SUBANDINO SUR DE BOLIVIA................................................ 19
ILUSTRACIÓN 19: MAPA GEOLÓGICO DEL SUBANDINO SUR DE BOLIVIA CON LA TRAZA DE LAS SECCIONES
ESTRUCTURALES. ............................................................................................................... 20
ILUSTRACIÓN 20: SECCIÓN PARAPETÍ Y PILCOMAYO........................................................................ 20
ILUSTRACIÓN 21: MAPA DE ELEVACIÓN DIGITAL. LOS CONTORNOS REPRESENTAN ESPESORES
ESTRATIGRÁFICOS. ............................................................................................................. 22
ILUSTRACIÓN 22: SECCIÓN ESTRUCTURAL CON LA UBICACIÓN PROYECTADA DE LOS MODELOS DE SISTEMAS
PETROLEROS 1D DE ITAGUAZURENDA, SAN LORENZO, ITG-1 E ITG-2. ....................................... 23
ILUSTRACIÓN 23: SECCIÓN ESTRUCTURAL CON LA POSICIÓN RELATIVA (PROYECTADA) DE LOS MODELOS 1D
DE SISTEMAS PETROLEROS DE BORDO ALTO, TATÚ Y CARANDAITI.............................................. 23
ILUSTRACIÓN 24: SECCIÓN ESTRUCTURAL DEL RÍO PILCOMAYO. ....................................................... 23
ILUSTRACIÓN 25: REDES DE DRENAJE DE LOS RÍOS PARAPETÍ (AMARILLO), PILCOMAYO (ROJO) Y GRANDE
(VERDE). EN ESCALA DE GRISES SE REPRESENTA LA ELEVACIÓN DEL TERRENO............................. 24
ILUSTRACIÓN 26: EVOLUCIÓN DE LA FRACTURACIÓN HIDRÁULICA. ...................................................... 25
ILUSTRACIÓN 27: FRACTURACIÓN HIDRÁULICA O FRACKING............................................................... 26
ILUSTRACIÓN 28: PERFORACIÓN HORIZONTAL................................................................................. 26

ILUSTRACIÓN 29: FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. ........................................................................... 27
ILUSTRACIÓN 30: VISTA DE LAS FRACTURAS. .................................................................................. 27
ILUSTRACIÓN 31: MATERIALES UTILIZADOS EN EL FRACKING. ............................................................. 27
ILUSTRACIÓN 32: PORCENTAJE APROXIMADO DE QUÍMICOS EN EL FRACKING........................................ 28
ILUSTRACIÓN 33: COMPOSICIÓN TÍPICA DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO EN VOLUMEN......................... 28
ILUSTRACIÓN 34: COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DE FRACTURA SEGÚN CHESAPEAKE. ................................ 29
ILUSTRACIÓN 35: DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL TRATAMIENTO DE AGUA MEDIANTE MEMBRANAS RO CON
PRE TRATAMIENTO DE ULTRAFILTRACIÓN (SEGÚN SPE 115952). ............................................... 31
ILUSTRACIÓN 36: EMPRESAS QUE TRABAJAN CON RO EN RESERVORIOS DE SHALE GAS EN LOS ESTADOS
UNIDOS. ........................................................................................................................... 32
ILUSTRACIÓN 37: PERFORACIÓN MULTILATERAL.............................................................................. 34
ILUSTRACIÓN 38: PERFORACIÓN PAD. ........................................................................................... 34
ILUSTRACIÓN 39: EVENTOS SEGUROS E INSEGUROS. ....................................................................... 35
ILUSTRACIÓN 40: LOS COSTOS DEL FRACKING. ............................................................................... 37
ILUSTRACIÓN 41: MULTI-WELL PAD DRILLING: 6 POZOS POR PAD. ....................................................... 38
ILUSTRACIÓN 42: MULTI-WELL PAD DISPOSICIÓN PARA 6 POZOS......................................................... 39
ILUSTRACIÓN 43:640 ACRES CON POZOS VERTICALES (16 POZOS EN DIFERENTES LUGARES). ................ 39
ILUSTRACIÓN 44:640 ACRES CON PERFORACIÓN MULTI-WELL PAD (8 POZOS DESDE UN PAD). ................ 40
ILUSTRACIÓN 45: INCREMENTO DE LA PERFORACIÓN MULTI-WELL PAD EN LOS ESTADOS UNIDOS HASTA EL
2011................................................................................................................................ 40
ILUSTRACIÓN 46: UN MODERNO EQUIPO DE PERFORACIÓN "WALKING". ............................................... 41
ILUSTRACIÓN 47: CONFIGURACIÓN COMÚN PARA 10 MULTI-WELL PAD. ................................................ 42
ILUSTRACIÓN 48: CONFIGURACIÓN DEL "OCTOPUS". ..................................................................... 43
ILUSTRACIÓN 49: DISEÑO DE 14 POZOS DESDE UN SOLO PAD EN 2 NIVELES. ........................................ 44
ILUSTRACIÓN 50: TÍPICO PERFIL PARA POZOS MULTI-WELL PAD EN MARCELLUS. .................................. 44
ILUSTRACIÓN 51: MULTI-WELL PAD DE 16 POZOS............................................................................. 45
ILUSTRACIÓN 52: DISPOSICIÓN DEL TIEMPO EN DIFERENTES AÉREAS PARA POZOS VERTICALES (EN ESTE
CASO 6 POZOS). ................................................................................................................. 46
ILUSTRACIÓN 53: DISPOSICIÓN USUAL DEL TIEMPO EN POZOS MULTI-WELL PAD (ESTA CASO 6 POZOS POR UN
PAD)................................................................................................................................. 46
ILUSTRACIÓN 54: REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA ZONA DAÑADA EN EL YACIMIENTO. ......................... 48
ILUSTRACIÓN 55: GEOMETRÍA DE UNA FRACTURA HIDRÁULICA VERTICAL TRANSVERSAL. ........................ 50
ILUSTRACIÓN 56: POZO HORIZONTAL CON FRACTURAS PERPENDICULARES AL POZO.............................. 51
ILUSTRACIÓN 57: POZO HORIZONTAL CON FRACTURAS PARALELAS AL POZO. ....................................... 51
ILUSTRACIÓN 58: TIPOS DE FRACTURAS PARA UN POZO HORIZONTAL: FRACTURAS LONGITUDINALES Y
FRACTURAS TRANSVERSALES. .............................................................................................. 52
ILUSTRACIÓN 59: PANTALLA DE INICIO DE PETREL 2013.2. ............................................................... 58
ILUSTRACIÓN 60: PETREL 2013.2, INTERFAZ DEL USUARIO. .............................................................. 59

ILUSTRACIÓN 61: LONGITUDES MÁXIMAS EXISTENTES EN LA FORMACIÓN LOS MONOS PARA PODER
IMPLEMENTAR Y UBICAR DE POSIBLES ARREGLOS PARA UN MULTI-WELL PAD A NIVEL DE LA FORMACIÓN
LOS MONOS. ..................................................................................................................... 61
ILUSTRACIÓN 62: CARACTERÍSTICA DE LA EDICIÓN DE CADA POZO...................................................... 61
ILUSTRACIÓN 63: POSIBLES UBICACIONES DE LOS POZOS MULTI-WELL PAD EN LAS SECCIONES PARAPETÍ Y
PILCOMAYO....................................................................................................................... 61
ILUSTRACIÓN 64: POSIBLES UBICACIONES DE LOS POZOS MULTI-WELL PAD EN LA SECCIÓN ITAGUAZURENDA,
SAN LORENZO, ITG-1 E ITG-2 Y SECCIÓN ESTRUCTURAL DEL RÍO PILCOMAYO RESPECTIVAMENTE. 63
ILUSTRACIÓN 65: MODIFICACIÓN DE LAS UNIDADES CON LAS QUE SE TRABAJARÁN................................ 68
ILUSTRACIÓN 66: ELABORACIÓN DE LA GRID O MALLA DE SIMULACIÓN. ................................................ 68
ILUSTRACIÓN 67: GEOMETRÍA DE LA GRID. ..................................................................................... 69
ILUSTRACIÓN 68: COMO EXPORTAR EL ESQUELETO DE LA MALLA O GRID A SUPERFICIES. ....................... 69
ILUSTRACIÓN 69: SUPERFICIES EXPORTADAS................................................................................. 70
ILUSTRACIÓN 70: INTRODUCIENDO LOS HORIZONTES DE LA GRID........................................................ 70
ILUSTRACIÓN 71: INTRODUCIENDO LOS LAYERS EN LA GRID. ............................................................. 71
ILUSTRACIÓN 72: IMPLANTANDO LAS PROPIEDADES DE LA MALLA O GRID MEDIANTE CALCULATOR. .......... 71
ILUSTRACIÓN 73: PONIENDO EL VALOR RADÓN PARA LAS PROPIEDADES DE LA GRID. ............................. 72
ILUSTRACIÓN 74: VARIACIÓN DE LA POROSIDAD. ............................................................................. 72
ILUSTRACIÓN 75: VARIACIÓN DE LA SATURACIÓN DE AGUA. ............................................................... 73
ILUSTRACIÓN 76: VARIACIÓN DE LA SATURACIÓN DE GAS. ................................................................. 73
ILUSTRACIÓN 77: VARIACIÓN DE LA PERMEABILIDAD EN DIRECCIÓN X.................................................. 74
ILUSTRACIÓN 78: VARIACIÓN DE LA PERMEABILIDAD EN DIRECCIÓN Y.................................................. 74
ILUSTRACIÓN 79: VARIACIÓN DE LA PERMEABILIDAD EN DIRECCIÓN Z.................................................. 75
ILUSTRACIÓN 80: VARIACIÓN DEL FACTOR DE VOLUMÉTRICO DEL GAS................................................. 75
ILUSTRACIÓN 81: COMO INTRODUCIR UN POZO EN PETREL................................................................ 76
ILUSTRACIÓN 82: ESPACIAMIENTO PARA LOS 16 MULTI-WELL PAD. ..................................................... 77
ILUSTRACIÓN 83: MODIFICACIÓN DE LA TRAYECTORIA DE CADA POZO. ................................................ 78
ILUSTRACIÓN 84: DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DEL PRIMER POZO EN WELL PATH DESIGNER.............. 79
ILUSTRACIÓN 85: ELABORACIÓN DEL POZO 1 EN 3D......................................................................... 80
ILUSTRACIÓN 86: ELABORACIÓN DEL POZO 1 EN 2D......................................................................... 80
ILUSTRACIÓN 87: VISTA DE LOS POZOS: 1, 2,3 Y 4 EN 2D. ................................................................ 81
ILUSTRACIÓN 88: VISTA DE LOS POZOS: 1, 2,3 Y 4 EN 3D. ................................................................ 81
ILUSTRACIÓN 89: REPRESENTACIÓN DE LOS 16 POZOS EN 3D. .......................................................... 82
ILUSTRACIÓN 90: REPRESENTACIÓN DE LOS 16 POZOS EN 2D. .......................................................... 82
ILUSTRACIÓN 91: IMPLEMENTACIÓN DE SINPLE COMPLETIONS Y DE BALEOS. ........................................ 83
ILUSTRACIÓN 92: PUESTA DE VÁLVULAS Y PACKERS......................................................................... 83
ILUSTRACIÓN 93: EXPORTANDO LA COMPLETACIÓN A SIMULACIÓN; INTRODUCIENDO TUBING................... 84
ILUSTRACIÓN 94: COMO INTRODUCIR WELL SECTION WINDOW........................................................... 84

ILUSTRACIÓN 95: INTRODUCIENDO CASING EN EL POZO 1. ................................................................ 85
ILUSTRACIÓN 96: INTRODUCIENDO BALEOS EN EL POZO 1. ................................................................ 85
ILUSTRACIÓN 97: INTRODUCIENDO FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN EL POZO 1. ................................ 86
ILUSTRACIÓN 98: INTRODUCIENDO TUBING EN EL POZO 1.................................................................. 87
ILUSTRACIÓN 99: INTRODUCIENDO VÁLVULAS Y PACKERS EN EL POZO 1.............................................. 87
ILUSTRACIÓN 100: SECUENCIA DE COMPLETACIÓN DEL POZO 1; POZO PERFORADO............................... 88
ILUSTRACIÓN 101: IMPLEMENTACIÓN DE CASING EN EL POZO 1; VISTA 3D. .......................................... 88
ILUSTRACIÓN 102: IMPLEMENTACIÓN DE CASING EN EL POZO 1; VISTA 2D. .......................................... 89
ILUSTRACIÓN 103: IMPLEMENTACIÓN DE BALEOS EN EL POZO 1; VISTA 3D........................................... 89
ILUSTRACIÓN 104: IMPLEMENTACIÓN DE BALEOS EN EL POZO 1; VISTA 2D........................................... 90
ILUSTRACIÓN 105: IMPLEMENTACIÓN DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN 5 PUNTOS EN EL POZO 1; VISTA
3D. .................................................................................................................................. 90
ILUSTRACIÓN 106: POZO 1 CON CASING......................................................................................... 91
ILUSTRACIÓN 107: POZO 1 CON CASING Y TUBING. .......................................................................... 91
ILUSTRACIÓN 108: VISTA 3D DE LOS PACKERS INTRODUCIDOS EN EL POZO 1. ...................................... 92
ILUSTRACIÓN 109: VISTA 3D DE LAS VÁLVULAS INTRODUCIDAS EN EL POZO 1. ..................................... 92
ILUSTRACIÓN 110: VISTA DE LAS VÁLVULAS Y PACKERS EN EL POZO 1................................................. 93
ILUSTRACIÓN 111: VISTA 3D DEL CASING INTRODUCIDO PARA LOS 16 MULTI-WELL PAD. ........................ 93
ILUSTRACIÓN 112: VISTA 3D DE LOS BALEOS INTRODUCIDOS PARA LOS 16 MULTI-WELL PAD. ................. 94
ILUSTRACIÓN 113: VISTA 3D DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO INTRODUCIDO PARA LOS 16 MULTI-WELL
PAD.................................................................................................................................. 94
ILUSTRACIÓN 114: VISTA 3D DE LAS VÁLVULAS Y PACKERS PARA LOS 16 MULTI-WELL PAD. .................... 95
ILUSTRACIÓN 115: LOCAL GRID REFINEMENT PARA SIMULAR EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN LOS 16
MULTI-WELL PAD................................................................................................................. 95
ILUSTRACIÓN 116: RESULTADOS DEL LGR..................................................................................... 96
ILUSTRACIÓN 117: GRID SIN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN LOS 16 POZOS..................................... 96
ILUSTRACIÓN 118: GRID CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA LOS 16 POZOS................................ 97
ILUSTRACIÓN 119: AMPLIACIÓN DEL ÁREA CERCANA A UN POZO; VISTA DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. ............................................................................................ 97
ILUSTRACIÓN 120: VISTA DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO, USANDO LGR. ..... 98
ILUSTRACIÓN 121: CALCULO DE VOLÚMENES.................................................................................. 98
ILUSTRACIÓN 122: CALCULO DE VOLUMEN, COMO INTRODUCIR LA POROSIDAD. .................................... 99
ILUSTRACIÓN 123: OPCIÓN DE OIL PARA EL CÁLCULO DE VOLÚMENES................................................. 99
ILUSTRACIÓN 124: OPCIÓN DE GAS PARA EL CÁLCULO DE VOLÚMENES. .............................................100
ILUSTRACIÓN 125: SETTINGS, FILTRADO DE PREDICCIONES. ............................................................100
ILUSTRACIÓN 126: SETTINGS, OPCIÓN DE REPORT.........................................................................101
ILUSTRACIÓN 127: FACIES EN LOS CÁLCULOS DE VOLÚMENES. .........................................................101
ILUSTRACIÓN 128: OPCIÓN DE WELL BOUNDARIES. .......................................................................102

ILUSTRACIÓN 129: OPCIÓN DE HINTS, ECUACIONES DE CÁLCULO. .....................................................102
ILUSTRACIÓN 130: MAKE FLUID MODEL, OPCIÓN GENERAL. ............................................................103
ILUSTRACIÓN 131: MAKE FLUID MODEL, OPCIÓN GAS.....................................................................103
ILUSTRACIÓN 132: MAKE FLUID MODEL, OPCIÓN OIL. .....................................................................104
ILUSTRACIÓN 133: MAKE FLUID MODEL, OPCIÓN WATER. ...............................................................104
ILUSTRACIÓN 134: MAKE FLUID MODEL, OPCIÓN INITIAL CONDITIONS. ...............................................105
ILUSTRACIÓN 135: MAKE ROCKPHYSICS FUNCTIONS, OPCIÓN SATURATION. .......................................106
ILUSTRACIÓN 136: MAKE ROCKPHYSICS FUNCTIONS, OPCIÓN COMPACTTION/CONSOLIDATED LIMESTONE.
......................................................................................................................................106
ILUSTRACIÓN 137: MAKE ROCKPHYSICS FUNCTIONS,OPCIÓN COMPACTTION/CONSOLIDATED SANDSTONE.
......................................................................................................................................107
ILUSTRACIÓN 138: DEVELOPMENT STRATEGY, OPCIÓN PREDICTION DEPLETION STRATEGY. ..................107
ILUSTRACIÓN 139: DEVELOPMENT STRATEGY, OPCIÓN REPORTIMG FRECUENCY. ................................108
ILUSTRACIÓN 140: DEFINE SIMULATION CASE OPCIÓN GRID. ............................................................108
ILUSTRACIÓN 141: DEFINE SIMULATION CASE OPCIÓN FUNCTIONS/DRAINAGE RELATIVE PERMEABILITIES. 109
ILUSTRACIÓN 142: DEFINE SIMULATION CASE OPCIÓN FUNCTIONS/BLACK OIL FLUID MODEL (PVT)..........109
ILUSTRACIÓN 143: DEFINE SIMULATION CASE OPCIÓN FUNCTIONS/ROCK COMPACTION. ........................110
ILUSTRACIÓN 144: DEFINE SIMULATION CASE OPCIÓN STRATEGIES. ..................................................110
ILUSTRACIÓN 145: LOS MEJORES POZOS PRODUCTORES DEL MULTI-WELL PAD....................................119
ILUSTRACIÓN 146: VALORES DE 10%, 50%, 90% PARA NUESTRA GRID SIN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
......................................................................................................................................120
ILUSTRACIÓN 147: GAS RECUPERABLE PARA EL CASO DE UNA RECUPERACIÓN AL 100% CON
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............................................................................................120
ILUSTRACIÓN 148: PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE CADA POZO PARA UNA RECUPERACIÓN AL 100%.......122
ILUSTRACIÓN 149: PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE CADA POZO PARA UNA RECUPERACIÓN AL 90%. .......123
ILUSTRACIÓN 154: TIR PROBABLE PARA EL CASO DE RECUPERACIÓN 100%.......................................134
ILUSTRACIÓN 155: TIR PROBABLE PARA EL CASO DE RECUPERACIÓN 90%. .......................................135
ILUSTRACIÓN 158: APLICACIÓN DE MULTI-WELLS PADS EN NE BRITISH COLUMBIA. ..............................138
ILUSTRACIÓN 159: OCHO TIPOS DIFERENTES MULTI-WELL PAD EN NE BRITISH COLUMBIA.....................138
ILUSTRACIÓN 160: VARIACIONES DEL TIR PARA CADA CASO DE RECUPERACIÓN DE LAS 8 LOCACIONES CON
16 MULTI-WELL PAD A UNA TASA DE DESCUENTO DEL 15%. ......................................................142
ILUSTRACIÓN 161: CÁLCULO DEL CAUDAL DE UN POZO HORIZONTAL FRACTURADO...............................148

ILUSTRACIÓN 162: CÁLCULO DE LOS EFECTOS DE TURBULENCIA EN UN POZO HORIZONTAL FRACTURADO.
......................................................................................................................................149
ILUSTRACIÓN 163: AHMED, TAREK; COMO CALCULAR EL FLUJO DE GAS EN UN POZO HORIZONTAL, PRIMERA
PARTE. ............................................................................................................................151
ILUSTRACIÓN 164: CÁLCULO DEL GIP. .........................................................................................151
ILUSTRACIÓN 165: AHMED, TAREK; COMO CALCULAR EL FLUJO DE GAS EN UN POZO HORIZONTAL, SEGUNDA
PARTE. CÁLCULO DEL RADIO EFECTICO DEL POZO, CÁLCULO DEL FLUJO DE GAS EN UN POZO
HORIZONTAL FRACTURADO..................................................................................................152
ILUSTRACIÓN 166: CÁLCULO DEL ÁREA DE DRENAJE PARA UN POZO HORIZONTAL SEGÚN JOSHI; MÉTODO 1 Y
2. ...................................................................................................................................153
ILUSTRACIÓN 167: CÁLCULO DEL ÁREA DE DRENAJE PARA UN POZO HORIZONTAL SEGÚN JOSHI; MÉTODO 1 Y
2, CONTINUACIÓN DEL MÉTODO 2. ........................................................................................154
ILUSTRACIÓN 168: ÁREA DE DRENAJE EN POZOS HORIZONTALES, SEGÚN JOSHI. .................................154
ILUSTRACIÓN 169: PROFUNDIDADES PROMEDIO DE LAS RESERVAS NO CONVENCIONALES ENTRE ARGENTINA
Y E.E.U.U........................................................................................................................155
ILUSTRACIÓN 170: MAPA DEL MULTI-WELL PAD...............................................................................156
ILUSTRACIÓN 171: GAS RECUPERABLE PARA EL CASO DE UNA RECUPERACIÓN AL 10%. .......................156
ILUSTRACIÓN 176: GAS RECUPERABLE PARA EL CASO DE UNA RECUPERACIÓN AL 100%. .....................159
ILUSTRACIÓN 177: RESUMEN DEL GAS RECUPERABLE PARA LOS 6 CASOS. .........................................159
ILUSTRACIÓN 178: MULTI-WELL PAD SIN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.............................................160
ILUSTRACIÓN 179: MULTI-WELL PAD CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. ..........................................160
ILUSTRACIÓN 180: ÁREA EXTENSIÓN PREVISTA DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ALREDEDOR DE CADA
POZO...............................................................................................................................161
ILUSTRACIÓN 181: ÁREA EXTENSIÓN DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ALREDEDOR DE CADA POZO. ....161
ILUSTRACIÓN 182: PROYECCIONES DE INGRESOS PARA EL 16 MULTI-WELL PAD...................................166

Lista De Tablas
TABLA 1: RECURSOS TÉCNICAMENTE RECUPERABLES DE SHALE GAS, TOP 20 DE LOS PAÍSES CON RESERVAS
DE ESTE RECURSO (TCF) SEGÚN US ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION............................... 6
TABLA 2: AVANCE DE LA TECNOLOGÍA EN EL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. ......................................... 8
TABLA 3: COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DE FRACTURA SEGÚN EL USO, DE ACUERDO A CHESAPEAKE. ........... 30
TABLA 4: DATOS OBTENIDOS DEL ESTUDIO PILOTO REALIZADO EN WOODFORD SHALE. .......................... 33
TABLA 5: POZOS PAD PARA SHALE GAS EN MARCELLUS (2011). ........................................................ 42
TABLA 6: POSIBLES PROFUNDIDADES PARA LAS PERFORACIONES MULTI-WELL PAD EN LAS SECCIONES
PARAPETÍ Y PILCOMAYO...................................................................................................... 64
TABLA 7: POSIBLES PROFUNDIDADES PARA LAS PERFORACIONES MULTI-WELL PAD EN LA SECCIÓN
ITAGUAZURENDA, SAN LORENZO, ITG-1 E ITG-2 Y SECCIÓN ESTRUCTURAL DEL RÍO PILCOMAYO... 65
TABLA 8: PROMEDIO TOTAL. ........................................................................................................ 65
TABLA 9: ESPESOR, POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA PROMEDIO DE LA FORMACIÓN LOS MONOS....... 67
TABLA 10: VARIACIÓN DEL AZIMUT PARA CADA POZO........................................................................ 78
TABLA 11: PROPIEDADES DE LAS FRACTURAS................................................................................. 86
TABLA 12: DATOS DEL PROYECTO................................................................................................111
TABLA 13: PROPIEDADES EN EL INTERVALO DE GAS, PARA RECUPERACIÓN AL 100%............................111
TABLA 14: BOUNDARIES USADAS.................................................................................................112
TABLA 15: DATOS OBTENIDOS, DEL CASE_100 SIN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO...............................112
TABLA 16: RESULTADOS DETALLADOS, DEL CASE_100 CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. .................112
TABLA 17: RECUPERACIÓN AL 90% SIN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO..............................................113
TABLA 18: DATOS OBTENIDOS, DEL CASE_90 CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. ..............................113
TABLA 27: RESUMEN DE LOS DATOS OBTENIDOS, PARA LOS DIFERENTES PORCENTAJES DE RECUPERACIÓN
CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. ....................................................................................118
TABLA 28: LOS MEJORES POZOS PRODUCTORES DEL MULTI-WELL PAD CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
......................................................................................................................................119
TABLA 29: VALORES DE 10%, 50%, 90% PARA NUESTRA GRID SIN FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. .......120
TABLA 30: PRONÓSTICO DEL TIEMPO DE PRODUCCIÓN DEL MULTI-WELL PAD A UN NIVEL DE RECUPERACIÓN
DADO. .............................................................................................................................121

14
TABLA 31: TIEMPO DESDE EL CUAL SE EMPEZARA A REDUCIR LA PRODUCCIÓN. ...................................121
TABLA 32: PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE CADA POZO PARA UNA RECUPERACIÓN AL 100%..................122
TABLA 33: PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE CADA POZO PARA UNA RECUPERACIÓN AL 90%....................123
TABLA 38: PROMEDIO DE PRODUCCIÓN PARA CADA CASO DE RECUPERACIÓN. ....................................132
TABLA 39: DATOS DE COSTOS DEL 16 MULTI-WELL PAD. ..................................................................132
TABLA 40: DATOS DEL INGRESO PARA CADA RECUPERACIÓN EN ($US/AÑO) ........................................132
TABLA 41: PREDICCIONES DEL FLUJO DE CAJA PARA CADA AÑO (SEGÚN AL AÑO DE VIDA POSIBLE DE CADA
RECUPERACIÓN)................................................................................................................133
TABLA 42: CASO DE RECUPERACIÓN 100%, VARIACIONES DEL VPN SEGÚN A LA TASA DE DESCUENTO
IMPUESTA, CÁLCULO DEL TIR. .............................................................................................134
TABLA 46:INVERSIÓN TOTAL INICIAL PARA EL CASO DE LAS 8 LOCACIONES CON 16 MULTI-WELL PAD A UNA
TASA MÁXIMA DE DESCUENTO. .............................................................................................139
TABLA 47: PRODUCCIÓN ANUAL ASI COMO LOS INGRESOS PARA LAS 8 LOCACIONES CON 16 MULTI-WELL
PAD.................................................................................................................................139
TABLA 48: PREDICCIONES DEL FLUJO DE CAJA PARA CADA AÑO PARA LAS 8 LOCACIONES CON 16 MULTI-
WELL PAD (SEGÚN AL AÑO DE VIDA POSIBLE DE CADA RECUPERACIÓN). ......................................140
TABLA 49: CASO DE RECUPERACIÓN 100% PARA LAS 8 LOCACIONES CON 16 MULTI-WELL PAD,
VARIACIONES DEL VPN SEGÚN A LA TASA DE DESCUENTO IMPUESTA, CÁLCULO DEL TIR Y LA
EFICIENCIA DEL PROYECTO..................................................................................................140
TABLA 50: CASO DE RECUPERACIÓN 90% PARA LAS 8 LOCACIONES CON 16 MULTI-WELL PAD, VARIACIONES
DEL VPN SEGÚN A LA TASA DE DESCUENTO IMPUESTA, CÁLCULO DEL TIR Y LA EFICIENCIA DEL
PROYECTO. ......................................................................................................................141
PROYECTO. ......................................................................................................................141
PROYECTO. ......................................................................................................................141

15
TABLA 53: TABLA PARA EL CÁLCULO DEL SA,B SEGÚN JOSHI..............................................................150
TABLA 54: REPORTE DE LOS POZOS. ............................................................................................165

Resumen Ejecutivo
La cuantificación de reservas remanentes de gas natural en Bolivia muestra cifras
preocupantes porque en los últimos años no se realizaron nuevos descubrimientos que
pudieran reemplazar los megacampos sobreexigidos de gas convencional en el país. Por
esto, es necesario recurrir a nuevas alternativas para cubrir la creciente demanda del
mercado interno y cumplir con los contratos de explotación a Argentina y Brasil.
El presente trabajo pretende realizar un estudio de la alternativa de explotación del
potencial de shale gas en la formación Los Monos, ubicada en el subandino sur, como
posible solución a la decreciente producción de gas en el país.
Una posible salida que se da en este trabajo es la implementación del uso de
pozos multi-well pad frente al uso de pozos multilaterales, los cuales necesitan extensas
áreas para su aplicación; los pozos multi-well pad surgen a la creciente crisis que existe
sobre la contaminación medioambiental de los E.E.U.U. así como también para poder
maximizar la producción de shale gas.
Se citara algunos problemas medioambientales que implica el uso del fracking, la
mayor parte de los datos fueron tomados de la experiencia de los Estados Unidos y una
parte de Canadá en donde se hace uso del fracking o fracturamiento hidráulico para la
producción del shale gas.
Para la simulación se consideró utilizar el software de Schlumberger: PETREL que
es uno de los mejores simuladores dentro de la industria petrolera, así como también es
uno de los pocos simuladores en el que se puede simular un caso de fracturamiento
hidráulico.
Con los datos obtenidos de PETREL se podrán estimar la vialidad del proyecto,
dando así una opción más al país para poder tener ingresos de recursos
hidrocarburíferos. Pero eso sí, se debe de tomar mucho en cuenta los problemas sociales
y ambientales que acarrearía la implementación del fracking en Bolivia.

1
1 INTRODUCCIÓN
La revolución de shale gas trajo consigo tantos beneficios así como problemas
alrededor del mundo. En muchos lugares del mundo existen reacciones contra la
producción de shale gas ya que consigo trae el llamado problema del fracking o
fracturamiento hidráulico, ya que usualmente se debía de perforara muchos pozos en
diferentes lugares lo que ocasionaba mucho gasto para las empresas así como un
incremento en los daños medioambientales. A todo esto los multi-well pad surgieron para
reducir el problema del daño medioambiental que acarrea el fracking; su objetico es el de
reducir el gasto económico, tiempo y daño ambiental. Es por esas razones que en este
proyecto se implementara este tipo de arreglo de pozos.
A continuación desglosaremos como el fracking asi como los multi-well pad
podrían ser implantados en nuestro país, con el fin de proveer una opción de ayuda
financiera para futuro.
2 JUSTIFICACIÓN
Como es de conocimiento público, Bolivia va decayendo en su nivel de reservas
de gas asi como en el de petróleo, este proyecto tiene la intención de poder calcular una
posible situación en el que se implementaría la producción de shale gas, con el fin de
poder subsanar un posible déficit ya sea en la demanda interna asi como en las
exportaciones.
3 OBJETIVOS
3.1 OBJETIVO GENERAL
 Poder conocer si es factible la implementación de pozos multi-well pad en el
subandino sur de Bolivia a nivel de la formación Los Monos.
3.2 OBJETIVO ESPECIFICO
 Conocer la cantidad aproximada de producción de gas usando un multi-well
pad.
 Conocer si el proyecto es rentable desde el punto de vista económico.

2
4 MARCO TEÓRICO
4.1 Gas no convencional
Durante cientos de millones de años, en las eras paleozoica1
y mesozoica2
de la
historia geológica de nuestro planeta, se han ido acumulando grandes volúmenes de gas
natural en ambientes geológicos que difieren de las trampas de hidrocarburos
convencionales. Estas acumulaciones constituyen los denominados “recursos no
convencionales de gas natural”. La Agencia Internacional de la Energía (IEA) define estos
recursos como “el gas que es tecnológicamente más difícil o más caro de producir que el
gas convencional”. El National Petroleum Council de Estados Unidos define el gas no
convencional como “aquel gas que no puede ser producido con rentabilidad, a menos que
el yacimiento sea estimulado mediante fracturación hidráulica masiva o recurriendo a la
perforación de pozos multilaterales desde un pozo principal”.
El gas no convencional esta entrapado en depósitos que son atípicos, osea ya sea
en la locación geológica asi como en sus características.
Ilustración 1: trampas geológicas.
Fuente: (1)
1
La era paleozoica abarca desde la proliferación de animales con concha o exoesqueleto
hasta el momento en que el mundo empezó a ser dominado por los grandes reptiles y por plantas
relativamente modernas.
2
La era mesozoica, conocida zoológicamente como la era de los dinosaurios.

3
Estos recursos están entrampados en formaciones subsuperficiales denominadas
“rocas reservorio”. Cabe recalcar que el gas convencional es usualmente encontrado en
reservorios con permeabilidades mas grades que 1 milidarcy y pueden ser extraídas
mediante técnicas tradicionales. En contraste el gas no convencional es encontrado en
reservorios con bajas permeabilidades relativas osea menos que 1 milidarcy, por lo que
no puede ser extraída con métodos convencionales. Dada la baja permeabilidad de estos
reservorios, el gas debe ser desarrollado por técnicas especiales tal cono el
fracturamiento hidráulico o “fracking” esto con el fin de poder producirlos comercialmente.
4.2 Tipos de gas no convencional
Existen varios tipos de gas no convencional. Entre los principales se encuentran el
tight gas, las camas de carbón o coalbed methane y el shale gas. A continuación se
presenta una descripción de cada uno de ellos.
4.2.1 Tight Gas
El Tight gas es un tipo de gas natural muy difícil de acceder debido a la naturaleza
de la roca y de la arena que rodea el depósito.
En los depósitos de gas natural convencional el gas se bombea con facilidad hacia
la superficie, ya que por lo general, el mismo está rodeado por rocas porosas que
permiten que el gas atraviese las mismas. Mientras que en los depósitos de tight gas la
arena que lo rodea u otro tipo de roca no es permeable, lo que causa que el mismo no
fluya naturalmente y se quede encerrado en la parte más profunda de la roca, lo que
causa que sea difícil realizar una perforación convencional.
El tight gas también se puede encontrar en depósitos de carbón. Para retirarlo de
los mismos es necesario localizar el punto de la roca donde existe una mayor cantidad de
gas accesible y muchas veces se deben utilizar métodos variados para generar una
presión de vacío que permita succionar el gas de la roca que lo rodea.
La mayoría de los depósitos de tight gas pertenecen a la Era Paleozoica, por lo
que se calcula que datan de alrededor de 251 millones de años atrás. De esta manera se
justifica su inaccesibilidad, ya que con el paso del tiempo las rocas suelen volverse más
densas y por lo tanto, menos permeables. (2)
4.2.2 Camas de Carbón
Las camas de carbón o coalbed methane (CBM) son el gas metano que se
encuentra en las fisuras del carbón. Se produce por métodos no tradicionales y a pesar

4
que se vende y se utiliza como gas natural convencional su producción es distinta.El CBM
se genera ya sea por procesos biológicos resultado de acciones microbianas o por
procesos termales resultado del incremento del calor en el carbón.
Normalmente, las costuras de carbón se encuentran saturadas con agua, la
presión de la misma es la que mantiene atrapado al CBM. (2)
4.2.3 Shale Gas
El shale gas es metano producido por depósitos de lutitas y otras rocas de grano
fino pero cabe recalcar que existen cantidades de otros gases presentes también.
Grandes volúmenes de hidrocarburos pueden quedar almacenados en rocas, fracturas o
poros muy pequeños con permeabilidad muy baja. A esto se le llama shale gas, gas de
lutitas o gas de pizarra bituminosa. Esta última no contiene hidrocarburos maduros, salvo
el precursor kerógeno3
.
Las lutitas son también las rocas madre u originarias de los yacimientos
convencionales de gas natural y ellas mismas pueden contenerlo. El gas se almacena de
tres maneras: absorbido por el kerógeno, atrapado en poros de sedimentos de grano fino
intercalados en la lutita, o confinado en sus fracturas internas.
El potencial gasífero y petrolífero de una roca de lutita está en función de su
volumen (medido en espesor y extensión de área), riqueza orgánica (cantidad y tipo de
materia orgánica) y madurez térmica (tiempo de exposición de la roca al calor). Debido a
que la temperatura aumenta con la profundidad de sepultamiento de la roca y el gradiente
térmico de la cuenca, el calor convierte la materia orgánica en kerógeno. Éste se
convierte a su vez en bitumen que, a cierta temperatura, libera los compuestos del
petróleo. Por ello la prioridad de los exploradores hasta ahora ha sido conocer el potencial
petrolífero y de otros líquidos de alto valor en el mercado. (3)
A pesar que en el pasado la extracción de shale gas se consideraba poco rentable,
el surgimiento de nuevas tecnologías en fracturamiento hidráulico y perforación horizontal
ha logrado que algunos de los mayores problemas asociados a su extracción sean
resueltos.
3
La palabra kerógeno proviene del griego que significa “productor de cera”. Es una
sustancia compleja formada por largas cadenas de carbono e hidrógeno con átomos de
oxígeno, nitrógeno y azufre. La composición del kerógeno varía con el origen y evolución
de las diferentes clases de lutitas; sus contenidos químicos y cantidad tienen también un
amplio rango de variación. El kerógeno se define como la fracción de materia orgánica
normalmente insoluble en disolventes orgánicos, a diferencia de la parte denominada
bitumen.

5
Las rocas que contienen shale gas datan de las Eras Paleozoica y Mesozoica, es
decir entre 500 y 700 millones de años atrás.
En la siguiente ilustración se muestra la ubicación de los recursos de gas divididos
por tipo:
Ilustración 2: recursos mundiales de gas divididos por tipo en TCF.
Fuente: (4)
4.2.3.1 Shale gas a nivel mundial
Los productores actuales de gas natural no convencional son Canadá, India y
Estados Unidos. Sin embargo, motivado a las nuevas tecnologías y a menores costos
existe un auge a nivel mundial de nuevos países que se incorporan o inician sus primeras
producciones; pero China, India, Australia y Europa presentan obstáculos como el difícil
acceso físico a los recursos, la necesidad de grandes cantidades de agua para la
terminación de los pozos, el impacto medioambiental y la distancia que separa los
recursos de la infraestructura de gasoducto existente (5). En la ilustración 2 se presentan
las principales reservas de shale gas en el mundo.

6
Ilustración 3: reservas de shale gas a nivel mundial.
Fuente: (6)
Tabla 1: recursos técnicamente recuperables de shale gas, top 20 de los países con reservas
de este recurso (TCF) según US Energy Information Administration.
Fuente: (7)

7
A continuación se verá un resumen de los países en donde se contempla al shale
gas como un negocio rentable, la mayor parte de la información fue traducida y resumida
de la fuente (7):
4.2.3.1.1 China
Según el informe de EIA (the US Energy Information Administration) China tiene
las más grandes reservas en lo que se refiere al shale gas, por lo que para este país este
recurso es prometedor, cabe recalcar que sus reservas de shale gas son 12 veces más
grandes que sus reservas convencionales.
Ilustración 4: cuencas con mayor posibilidad de shale gas en China.
Fuente: (8)
Es por tal motivo que china implementó ya un plan desde el 2011 que contempla
proyectos de desarrollo de reservorios de shale gas ubicados al sur-este de este país.
Las empresas petroleras de ese país por ejemplo: Sinopec, PetroChina and China
National Offshore Oil Corporation (CNOOC) están interesadas en poder implementar
estrategias junto con el gobierno para explotar el recuro del shale gas pero esto se ve
truncado, ya que desde el punto de vista del precio de venta, es el país quien controla el
precio (el precio es menor al precio de lo que se debería vender).A todo esto se suma
también una gran pared de preocupación sobre aceptar o no la incorporación de
empresas transnacionales petroleras las cuales podrían ayudar al país en lo que se

8
refiere a tecnología, pero existe incertidumbre de algunas empresas tales como
Halliburton y Baker Hughes para poder ir a ese país ya que desean guardar su propiedad
intelectual sobre sus nuevas tecnologías.
4.2.3.1.2 Estados Unidos
“Revolución” es una palabra muy usada para el incremento sustancial en lo que
refiere a la tecnología asi como en la producción del shale gas en los Estados Unidos; la
cantidad de gas convencional que tiene este país es sobre pasada por solo un reservorio
de shale gas, este se trata de Marcellus Shale (se extiende a lo largo de Ohio, al oeste de
Virginia, Pennsylvania, New York y varios otros estados) el cual debe de ser el más
grande reservorio de ese país. La revolución del gas en lutitas fue ganando fuerza desde
el año 2007, desde entonces la producción de shale gas de ese país se cuadruplicó hasta
llegar a un cuarto de la producción total en 2011.Es necesario recalcar que el gran
incremento de la producción de shale gas en los Estados Unidos viene del avance de la
tecnología, así por ejemplo como se muestra en la siguiente tabla que fue tomada del
video del Dr. Ingraffea en su seminario sobre “Facts on Fracking“, se muestra que la
última tecnología son los multi-well pads los que reducen en gran manera la
contaminación medioambiental:
Tabla 2: avance de la tecnología en el fracturamiento hidráulico.
Fuente: (9)

9
Recalcamos que en este trabajo se usara la tecnología del multi-well pad para la
producción de shale gas en nuestro país, esto será explicado en profundidad en páginas
siguientes.
Ilustración 5: un multi-well pad.
Fuente: (9)
Ilustración 6: estados en donde hay shale gas.
Fuente: (10)

10
Ilustración 7: lugares en donde existe shale gas en los Estados Unidos.
Fuente: (10)
Ilustración 8: top 7 de los estados en producción acumulada de shale gas en Los Estados
Unidos.
Fuente: (11)
A pesar de esto surgió el descontento de la población cercana a los pozos en
donde se practicaba el llamado “fracking”, este descontento se basó en el hecho de que
mediante este método se contaminaba recursos de agua locales.

11
Ilustración 9: estimación del vasto uso del fracturamiento hidráulico en Los Estados Unidos.
Fuente: (11)
Ilustración 10: pozos convencionales y no convencionales perforados en Pennsylvania,
facilidades del gasto de agua y disposición de pozos no convencionales.
Fuente: (11)

12
La profundidad en la que se realiza el fracturamiento hidráulico da seguridad que
no se pueda contaminar recursos de agua locales (acuíferos) pero algunas empresas
petroleras que operan en los Estados Unidos admitieron que hay peligros con el uso del
fracking ya sea tanto ambientalmente o sobe la salud de las personas. Es por esto que el
gobierno de Obama esta implementando leyes sobre el uso del fracking asi como en la
perforación petrolera en ese país.
4.2.3.1.3 Argentina
En mayo del 2011 argentina anuncio que llegaría a ser el lugar en donde se
produzca la más grande evolución en lo que se refiere a los recursos no convencionales
fuera de los Estados Unidos y Canadá. Argentina tiene proyectos de perforar 17 nuevos
pozos y realizar fracturamiento hidráulico en 11 pozos desde el 2011 en Vaca Muerta un
gigantesco yacimiento de hidrocarburos no convencionales (shale gas) del suroeste
argentino, en Neuquén.
Desde entonces Argentina se intereso mas en el shale gas por lo que en el 2013
se anuncio que en los próximos cinco años se perforarían 2500 pozos en yacimientos no
convencionales
4.2.3.1.4 México
México empezó a producir el shale gas con la perforación de su primer pozo de
shale gas Emergente 1, en marzo del 2011 a cargo de Pemex en el municipio de Hidalgo,
Coahuila.
Ilustración 11: Primeros Pozos De Shale Gas En México.
Fuente: (3)

13
Depósitos de shale gas fueron encontrados en el borde de la región Sabinas-
Burros, Chihuahua y cuenca de Burgos y también a lo largo de las cuencas del golfo de
Tampico-Misantla y Veracruz.
Ilustración 12: mapas de localización de plays de shale gas en México.
Fuente: (3)
A todo esto la empresa Pemex inicio un relacionamiento con empresas estado
unidenses para poder implementar un proyecto ambicioso de producción de shale gas,
entre algunas empresas interesadas en tal hecho son por ejemplo. Halliburton, Lewis y
Alpha, con tales proyectos México considera tener un incremento de sus ganancias en un
nivel de 300% en lo que se refiere a la venta de gas.
4.2.3.1.5 Sudáfrica
Este país está en vías de desarrollo del shale gas por lo que desde el 2011 el
gobierno de ese país dio visto bueno a las empresas para poder realizar estudios sobre el
shale gas.
La población de este país esta en oposición sobre la explotación de este recurso
ya que desde el punto medioambiental no desea que exista una contaminación de sus
recursos hidrológicos a causa del fracking. Otro problema que este país posee es el de
tener sus recursos de shale gas en la cuenca de Karoo la cual es una región semi-arida lo
que implicaría costos extra para la implementación de agua para el fracking.

14
4.2.3.1.6 Canadá
A causa del boom del shale gas producido por los Estados Unidos algunas
empresas canadienses se adjudicaron proyectos para la producción de shale gas en su
país vecino, es con esta experiencia que las empresas canadienses desean hacer lo
mismo en su país la cual tiene sustanciales reservas de shale gas.
Ilustración 13: shale gas en Norte América.
Fuente: (12)
En la ilustración 13 se puede notar las reservas de Canadá, como se verá la mayor
parte de las reservas de shale gas esta en la región de Alberta.
Canadá en respuesta a la reducción del precio del gas, se ha enfocado en la
producción de shale gas de sus reservorios ubicados dentro de Alberta y Saskatchewan,
ubicadas precisamente en su parte central y sur (en el caso de Alberta) y en el sur(en el
caso de Saskatchewan).

15
Ilustración 14: ubicación de las reservas de shale gas en Alberta.
Fuente: (12)
Como se verá en la ilustración 15, se nota que se incremento del uso de
fracturamiento hidráulico para la producción de shale gas; cabe hacer notar que en
Canadá ya se está implementando la perforación de pozos multi-well pads, esto a causa
de la influencia de los Estados Unidos.
Pero como es común en todos los países con recursos de shale gas, existe una
oposición de los medioambientalistas al uso del fracking para la producción del shale gas,
Canadá no es la excepción. Lo que implica malas noticias para las petroleras
canadienses.

16
Ilustración 15: actividad de fracturamiento hidráulico en pozos de Alberta
Fuente: (12)
4.2.3.1.7 Polonia
Tal como en América, las empresas petroleras están en busca del shale gas; a
consecuencia de esto las petroleras echaron su vista al lado europeo tratando de
encontrar los mismos depósitos de shale gas que en América y particularmente están
buscando en Polonia. Los polacos desesperados de deshacerse de la dependencia de
energía que les brinda Rusia añoran la producción del shale gas, eso si, evitando de gran
manera algún daño medioambiental.
Polonia dio extensas áreas a las empresas petroleras, las cuales se arriesgaran en
invertir en Polonia tal es el caso de la empresa canadiense Nexen, ExxonMobil y Chevron.
4.2.3.1.8 India
En enero del 2011 el estado de la India fundo su primer sitio de exploración de
shale gas cerca de la ciudad de Durgapur en el oeste de Bengal, lo cual tiene como fin
seguir los pasos de los Estados Unidos en lo que se trata de la producción de shale gas.

17
Pero India debe de confrontar el problema de falta de acción de sus empresas petroleras
la cual existe por causa de la falta de pólizas de exploración por parte del gobierno.
Como un incentivo al añoro de la producción del shale gas la empresa estatal Oil
and Natural Gas Corporation (ONGC) contrato los servicios de Schlumberger para poder
comenzar las actividades de exploración sobre el shale gas.
Como se vio a nivel mundial, cada país que tiene el recurso del shale gas tiene
miedo de poder contaminar y dañar su medio ambiente; los problemas que acarrea el
fracking o fracturamiento hidráulico sobre el medio ambiente se lo verá a mayor
profundidad más adelante.
Enseguida veremos la situación de nuestro país en lo que se refiere al shale gas:
4.2.3.2 Shale gas en Bolivia
Según el informe elaborado por la Administración de Información Energética de
Estados Unidos (EIA, Energy Information Administration) indica que Bolivia ocupa el
quinto lugar en Sudamérica con potencial de reservorios no convencionales (shale gas),
después de Argentina, Brasil, Chile y Paraguay.
Ilustración 16: cuenca de lutitas de América del Sur.
Fuente: (13)

18
Este informe indica que las principales reservas de shale gas estarían ubicadas en
la formación Los Monos.
De acuerdo a Marcelo Urquidi Moore ex directivo de YPFB recalca que:”el espesor
de Los Monos es variable, osea el espesor de esta formación es alta en ciertas áreas y
variable en otras. Por ejemplo en el pozo Bulo Bulo X8 perforado en 1995, la formación
Los Monos aparece a los 2.360 metros de profundidad y prosigue hasta los 3.978 metros
osea que en ese lugar presenta un espesor de 1.618 metros. En el pozo Cumandairenda
X1 perforado el mismo año se presentó a los 1.945 metros y continuó hasta los 3.204
metros o sea con una potencia de de 1.259 metros más o menos, en el pozo Iñiguazu X4
perforado también en 1995 aparece a los 743 metros y que proseguía presente a los
1.548 metros. Lamentablemente no se tiene datos suficientes como para hacer una buena
estimación total del área y del volumen que ocupa esta formación. Sin embargo, es
necesario hacer notar que los contenidos de hidrocarburos dentro de una formación tan
extensa como la de Los Monos varía y que habría que considerar los análisis de las
muestras existentes tomadas en diferentes áreas y profundidades, datos que en gran
parte están conservados en el Centro de Informaciones Hidrocarburiferas de YPFB”. (14)
Ilustración 17: probables reservorios de shale gas en Bolivia.
Fuente: (15)

19
4.2.3.2.1 Posible Ubicación geográfica del proyecto
Para la ubicación posible del proyecto se deberá de hacer estudios técnicos, para
poder encontrar un posible lugar en donde exista un área extensa que tenga un gran
espesor en lo que se trata de la formación los Monos.
De a cuerdo a la tesis doctoral de Rocha, Emilio cuyo título es: “Estilos
estructurales del Subandino Sur de Bolivia”, fuente (16) se tiene la siguiente información
sobre el Subandino Sur:
Ilustración 18: mapa geológico del Subandino Sur de Bolivia.
Fuente: (16)

20
Ilustración 19: Mapa geológico del Subandino Sur de Bolivia con la traza de las secciones
estructurales.
Fuente: (16)
A continuación se muestra las secciones realizadas en la tesis doctoral.
Ilustración 20: Sección Parapetí y Pilcomayo.
Fuente: (16)

22
Como se puede observar en las ilustraciones 20 y 21 existen lugares en donde la
formación los monos tiene gran extensión horizontal así como variaciones de espesores.
Ilustración 21: mapa de elevación digital. Los contornos representan espesores
estratigráficos.
Fuente: (16)
En la zona del Río Parapetí se realizó un modelo al pie de la estructura de
Mandeyapecua, en una posición cercana a la de los pozos Itaguazurenda (ITG-1 y ITG-2).

23
Ilustración 22: Sección estructural con la ubicación proyectada de los modelos de sistemas
petroleros 1D de Itaguazurenda, San Lorenzo, ITG-1 e ITG-2.
Fuente: (16)
En la zona del Río Pilcomayo se realizó un modelo al pie de la estructura de
Mandeyapecua, en una posición cercana a la de los pozos Carandaiti (CRD-1, CRD-2 y
CRD-3). Dichos pozos fueron perforados en el bloque alto de la falla de Mandeyapecua, y
alcanzaron el bloque bajo de dicha estructura.
Ilustración 23: Sección estructural con la posición relativa (proyectada) de los modelos 1D de
sistemas petroleros de Bordo Alto, Tatú y Carandaiti.
Fuente: (16)
Ilustración 24: Sección estructural del Río Pilcomayo.
Fuente: (16)
En la siguiente ilustración 26 se podrá ver de dónde se podría tener acceso para el
agua que necesitaría para el fracking:

24
Ilustración 25: Redes de drenaje de los ríos Parapetí (amarillo), Pilcomayo (rojo) y Grande
(verde). En escala de grises se representa la elevación del terreno.
Fuente: (16)
Según a esta información se podría ya hacerse una idea de la ubicación del
proyecto, pero es necesario hacer los estudios pertinentes para poder tener una mejor
apreciación del terreno así como de la formación Los Monos, en donde existe mas
espesor asi como mas cantidad de gas en lutitas.
4.2.3.3 Tecnología utilizada en la Explotación de Shale gas
A continuación se citara la tecnología que es usual en el shale gas, tal como ser:
4.2.3.3.1 Fracking
Se define como: “toda técnica combinada de perforación vertical y horizontal, que
lleva aparejada la inyección de gran cantidad de agua a presión mezclada con sustancias
de estimulación, y que supone la fracturación y disgregación de las rocas del subsuelo de

25
baja permeabilidad, para posibilitar la obtención y extracción de hidrocarburos, -
principalmente shale gas de reservas no convencionales” (17).
Las técnicas de “fracturación hidráulica” o utilización de agua a presión, no son
más que una actualización que los romanos empleaban hace más de dos mil años. La
técnica consistía en excavar galerías por las que introducían agua provocando el
derrumbamiento y el posterior arrastre de tierra y roca hasta los lavaderos de material.
Por tanto, hablamos de utilizar el mismo fundamento mecánico de la fuerza del agua, pero
actualizado a las explotaciones de hidrocarburos en el interior de la Tierra. Es decir, en
estratos rocosos a cientos o miles de metros de profundidad. El mecanismo consiste en
inyectar un fluido en un sustrato rocoso roto, de manera que, al mantener y aumentar la
presión, propaga la fractura formando un canal de flujo y drenaje, que comunica los
distintos puntos de la roca con la perforación vertical, permitiendo que el gas pueda salir
hasta la superficie. (17)
Este procedimiento de la fracturación ha evolucionado con el tiempo. En un
principio, se practicaba la fractura hidráulica simple desde una perforación vertical, pero
después se observó la posibilidad de llevar a cabo una fracturación multietapa o sucesiva
en la terminación de los pozos. Para ello se utilizan tapones que van aislando distintos
tramos perforados y se logra tener acceso a una mayor extensión de roca. Normalmente,
esta acción se acompaña de explosiones controladas que facilitan la entrada a presión del
líquido en las fracturas, y de aditivos químicos diversos para mejorar la efectividad. Y ya
muy recientemente se ha introducido la fracturación a partir de perforaciones en
horizontal. (17)
Ilustración 26: evolución de la fracturación hidráulica.
Fuente: (17)

26
Ilustración 27: fracturación hidráulica o fracking.
Fuente: (1)
Se sigue una serie de pasos para poder hacer el fracking, así como se muestran
en las ilustraciones siguientes:
En la primera, la ilustración 19, observamos un pozo terminado horizontalmente,
este está a la altura de la formación en donde existe shale gas; se lo hizo de manera
horizontal con el fin de poder lograr una mejor producción de gas así como también
aplicar en un área más extensa el fracking.
Ilustración 28: perforación horizontal.
Fuente: (18)

27
En la ilustración 30, se ve como el fluido de fracturamiento logra introducirse a la
formación logrando las facturas pertinentes.
Ilustración 29: fracturamiento hidráulico.
Fuente: (18)
Usualmente el fluido de fracturamiento esta compuesto de químicos y arena ,esta
ultima permite que las fracturas permanezcan abiertas.
Ilustración 30: vista de las fracturas.
Fuente: (18)
Ilustración 31: materiales utilizados en el fracking.
Fuente: (18)

28
Ilustración 32: porcentaje aproximado de químicos en el fracking.
Fuente: (18)
Los fluidos generalmente utilizados en el fracking son a base agua, la cual puede
ser de cuerpos de agua superficiales como ser ríos y lagos o también cuerpos de agua
que se encuentran debajo de la tierra osea acuíferos, sin embargo existe la posibilidad de
usar también recursos de agua pública o privada.
En la composición del fluido, como se mencionó anteriormente se usa arena para
que permanezca las fracturas abiertas, varios químicos son utilizados con composiciones
especificas, estas concentración son dependientes de las condiciones locales, tal como el
espesor de las lutitas, presencia de fallas naturales la proximidad a otros sistemas de
pozos.
El 0.17% de los aditivos químicos deben incluir un inhibidor a escala con el fin de
prevenir que las paredes del pozo se caiga; acido para ayudar a que se formen fracturas;
bióxido para matar bacterias que puedan producir sulfuro de hidrogeno y moderar la
corrosión; reductor de fricción para reducir la fricción entre el pozo y el fluido inyectado en
él; surfactantes para reducir la viscosidad del fluido de fractura.
Ilustración 33: composición típica del fluido de fracturamiento en volumen.
Fuente: (19)

29
Pero es claro que la composición de los químicos dentro del fluido fracturarte
depende también del operador que hará el fracking .Así por ejemplo podemos ver que en
las siguientes ilustraciones nos muestra como la operadora Chesapeake (empresa
petrolera de los Estados Unidos) que trabaja en el fracking de Marcellus tiene su propia
concentración sea el caso:
Ilustración 34: composición del fluido de fractura según Chesapeake.
Fuente: (20)

30
Tabla 3: composición del fluido de fractura según el uso, de acuerdo a Chesapeake.
Fuente: (20)

31
4.2.3.3.1.1 Tratamiento del agua usada para el fracking mediante
osmosis
a) Sistema de tratamiento de agua Reverse Osmosis (RO)
Éste método es básicamente un proceso de filtración a un nivel molecular. El agua
a tratar fluye atraves de una membrana que es superficial. Con la presión de una bomba
las moléculas de agua se filtran atraves de una membrana mientras que las partículas
dispersas de petróleo, iones y alguna molécula orgánica son expulsadas por un
mecanismo de selección. El agua filtrada puede ser recolectada como agua purificada
para usos benéficos; para nuestro caso ya sea para el trabajo del fracking, perforación,
etc. (21)
Ilustración 35: diagrama esquemático del tratamiento de agua mediante membranas RO con
pre tratamiento de ultrafiltración (según SPE 115952).
Fuente: (21)
La preocupación primaria de este tratamiento recae en el atasco de las
membranas. El agua producida contiene ya sea material orgánico así como alta
concentración de tipos de iones multivalentes que pueden afectar muy seriamente la
eficiencia de las membranas. Por esta razón las membranas deben ser límpidas con
químicos o reemplazadas. De acuerdo al SPE 115952 la mayoría de las membranas
tapadas o atascadas por asi decirlo deben ser reemplazadas ya que afectan de gran
manera con una pérdida de circulación e incrementando la presión de la bomba. El

32
sistema de tratamiento RO es el más efectivo y más barato en lo que se trata de capital y
costo de operación, claro si la cantidad de TDS4
es más bajo que 45,000 mg/L. (21)
Este método de tratamiento de agua por RO es usado por varias empresas que
trabajan en Marcellus shale (en los Estados Unidos) entre ellas podemos mencionar por
ejemplo a: Siemens, Veolia, MI SWACO, esto se puede evidenciar con la tabla siguiente:
Ilustración 36: empresas que trabajan con RO en reservorios de shale gas en Los Estados
Unidos.
Fuente: (21)
a. Capacidades técnicas del RO
De manera general este sistema de tratamiento de agua puede incluso trabajar
cuando el TSD sea mayor a 45,000 mg/L pero equipos más nuevos de RO pueden
trabajar con concentraciones más altas, más altas que 55,000 mg/L. EL sistema RO
puede ser muy eficiente ya que puede remover también arena, limo, arcilla, algas,
protozoos5
, bacterias, virus, ácidos orgánicos e inorgánicos, sales ,iones metálicos y no
metálicos. En un nuevo campo de los Estados Unidos, exactamente en Woodford shale
4
TDS viene del ingles: Total Dissolved Solids, que significa cantidad total de
sólidos disueltos.
5
Grupo de animales formados por una sola célula, o por una colonia de células iguales
entre sí, sin diferenciación de tejidos y que vive en medios acuosos o en líquidos internos de
organismos superiores.

33
se hizo un estudio piloto del rendimiento del método de tratamiento de agua Ro, este
estudio piloto mostro los siguientes resultados:
Tabla 4: datos obtenidos del estudio piloto realizado en Woodford Shale.
Fuente. (21)
Es importante recalcar que para que exista una gran eficiencia de parte del
sistema RO se debe de tener otro sistema de pretratamiento, el cual esta compuesta de
filtros especiales para remover partículas suspendidas, un ajuste de pH, entre otros; si no
se tuviera este sistema de pretratamiento el grado de eficiencia del RO bajara
considerablemente hasta rangos del 40 a 65%.
El costo que acarrea este sistema de tratamiento de agua RO varía según la
cantidad de TDS. El costo del pretratamiento varia desde $0.2 a $0.7/m3 dependiendo de
la calidad de agua asi como de la unidad de electricidad provista para este sistema.
En conclusión, el costo del RO se basa fundamentalmente en el tipo de equipo de
RO que se va utilizar, su tamaño, la locación, costo de construcción asi como la calidad
del agua que se debe tratar. Pero si se desea dar rangos de costo de tratamiento de agua
del RO este puede variar desde menos de $2.5 por 1000 galones, esto no incluyendo el
costo de la infraestructura.
4.2.3.3.2 Perforación horizontal
La perforación horizontal es una técnica que permite que el pozo tenga más
contacto con el área de interés (osea más largas aéreas de contacto) y de esa manera
incrementar la producción a comparación de la perforación vertical, la cual solo cubre un
cierta rea de interés.
Usualmente en lo que se trata de shale gas se usan mas los siguientes tipos de
perforación:

34
a) Multilateral drilling
La características de este tipo de perforación es que se tiene dos o mas laterales
horizontales de un mismo pozo vertical .Con la perforación multilateral los laterales
pueden acceder a diferentes áreas de la lutita bajo una misma profundidad pero en
diferentes direcciones. Con la perforación multilateral es posible incrementar la producción
de gran manera y reduciendo los costos.
Ilustración 37: perforación multilateral.
Fuente: (20)
b) Pad Drilling
La perforación pad es la que se usa actualmente en los estados con el fin de
reducir los impactos medioambientales y aumentar la producción de shale gas. Su
principio consiste en perorar una gran área horizontalmente cono sea posible para poder
tener más contacto con las reservas de gas de lutitas. Una locación superficial es usada
para poder perforar varios pozos la perforación pad incrementa le eficiencia de la
producción de gas y reduce los costos de infraestructura así como de terreno.
Ilustración 38: perforación pad.
Fuente: (20)

35
Cabe profundizar esta última forma de perforación ya que el presente proyecto se
basa en ella; más adelante nos enfocaremos más en la perforación multi-well pad.
A continuación hablaremos un poco de los daños medioambientales que puede producir
el fracking.
4.2.3.4 Daños medioambientales referidos a la producción de shale
gas
Se tiene mucha experiencia de casos sucedidos en los Estados Unidos referente a
la contaminación medioambiental, para señalar estos daños nos fiaremos de una división
,la cual se constituirá por:
 Impactos que son planeados que son seguros que pasaran.
 Impactos que no son seguros, que son inciertos, tales como accidentes.
La mayor parte de los problemas que acarrea el método del fracking está sobre la
contaminación de recursos de agua, a pesar que existen informes sobre contaminación
del aire de los lugares próximos a donde se hace el fracking. La ilustración siguiente nos
muestra la división que se hizo sobre la contaminación medioambiental hecha por el
fracking:
Ilustración 39: eventos seguros e inseguros.
Fuente: (22)
Según la ilustración podemos decir que los eventos seguros son aquellos
planeados como ser el retiro de agua de fuentes superficiales, su disposición y también
como su tratamiento; todo esto está regido bajo normas medioambientales impuestas.

36
En el caso de los eventos inseguros podemos notar que son aquellos como
derrames, fugas, contaminación por migración del fluido usado en el fracking.
Como se mencionó anteriormente, son los recursos de agua los que son más
propensos a ser afectados cuando se hace un fracking .El temor recae sobre el fluido
utilizado para el fracking; se encontraron casos en el que se contamino acuíferos ,así
como el agua potable en Pennsylvania. A consecuencia de esto se produjo problemas con
animales los cuales morían constantemente por beber el agua contaminada cercana a las
regiones en donde se hacia el fracking. Sin embargo las empresas que aseguran que
existe un 99.999999% de seguridad utilizando el fracturamiento hidráulico.
Es cierto que existe riesgos sobre el fracking ,estos riesgos pueden ser tanto
medioambientales así como sociales o sobre la salud de las personas.la ilustración
siguiente nos permite ver más claramente los problemas que acarrea el fracking ,entre
ellos :
 Daños a recursos naturales.
 Contaminación del agua potable.
 Amplios impactos económicos.
 Problemas de salud.
 Infraestructura pública y servicios.

37
Ilustración 40: los costos del fracking.
Fuente: (23)

38
5 Perforación multi-well pad
Los avances de la perforación direccional así como en el fracturamiento hidráulico
a han podido hacer que la perforación pad sea factible. Con estos avances una serie de
pozos verticales pueden ser perforados muy cerca uno de otro teniendo una distancia de
espaciamiento de 25 a 30 ft, seguidos de unas perforaciones laterales horizontales las
que pueden ser facturas en varias direcciones. (24)
Ilustración 41: multi-well pad drilling: 6 pozos por pad.
Fuente: (24)
Una idea más clara sobre esto se puede mostrar de la Ilustración 5: un multi-well
pad (Fuente: (9)):

39
Ilustración 42: multi-well pad disposición para 6 pozos.
Fuente: (25)
Este tipo de perforación se la inicio a medida de reducir al mínimo el daño
medioambiental asi como también para reducir los costos de equipos y y de construcción.
Basándose la idea de la perforación que se hace en offshore; la perforación pad puede
lograr abarcar 1280 acres o más, esto solo desde una sola infraestructura lo que resulta
beneficiosos para el medioambiente. Lo mencionado se lo puede constatar con las
siguientes en donde se compara la perforación vertical y la perforación pad:
Ilustración 43:640 acres con pozos verticales (16 pozos en diferentes lugares).
Fuente: (26)

40
Ilustración 44:640 acres con perforación multi-well pad (8 pozos desde un pad).
Fuente: (26)
Por lo visto anteriormente, fue continental la primera empresa petrolera en
denominar a la perforación pad como “ECO-Pad”. Lo más favorable económicamente
hablando es el tener múltiples pozos en una sola locación. (24)
Ilustración 45: incremento de la perforación multi-well pad en los Estados Unidos hasta el
2011.
Fuente: (27)
Una eficiente perforación pad también requiere eficientes equipos denominados
“walking rigs” los cuales pueden ser desplazados de un lugar a otro en un solo pad.

41
Ilustración 46: un moderno equipo de perforación "walking".
Fuente: (24)
Este tipo de equipos puede perforar hasta un máximo 4 pozos sin parar esto sin
moverse del lugar ya que tiene un sistema “stationary backyard” el cual provee que el
equipo se pueda moverse y después pueda quedarse quieto. (24)
Otra ventaja de la perforación multi-well pad es el así denominado “Zipper fracking”
el cual permite fracturar cuatro pozos de un solo golpe. En el “Zipper fracking” la primera
zona del primer pozo es perforada y fracturada, después este pozo es aislado de los otros
pozos por el manifold; entonces el segundo pozo es perforado y fracturado en la primera
zona, mientras el segundo pozo esta siendo fracturado se coloca un tapón en el primer
pozo, entonces se puede fracturar la segunda zona en el primer pozo; esta sucesión de
trabajos continuos son hechos de manera continua hasta que todas las zonas de todos
los pozos sean fracturadas. Éste es uno de los trabajos en el que se ahorra más dinero
cuando se utiliza una perforación multi-well pad. (24)

42
Ilustración 47: configuración común para 10 multi-well pad.
Fuente: (28)
El número de pozos que se puede perforar desde un solo pad puede ser desde un
mínimo de 1 a un máximo de 12 o más tal como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 5: pozos pad para shale gas en Marcellus (2011).
Fuente: (27)

43
La siguiente ilustración nos muestra el caso de un pad de 8 pozos denominado
“OCTOPUS”, junto con sus longitudes promedios de los laterales y la distancia de pozo a
pozo:
Ilustración 48: configuración del "OCTOPUS".
Fuente: (1)
Pero este número es solo un promedio ya que en la actualidad se tiene proyectos
en los cuales puede existir más de 12 pozos desde un solo pad asi por ejemplo en los
Estados Unidos se tiene el siguiente caso de 14 pozos desde un pad:

44
Ilustración 49: diseño de 14 pozos desde un solo pad en 2 niveles.
Fuente: (29)
Este pad fue diseñado para Marcellus, siguiendo los siguientes datos:
Ilustración 50: típico perfil para pozos multi-well pad en Marcellus.
Fuente: (29)

45
También se pudo encontrar pozos multi-well pad con 16 pozos en Alberta
(Canadá), los cuales tienen el mismo diseño que la ilustración anterior, éste diseño de 16
pozos tiene como requerimiento de área superficial de: 300m por 250m; una profundidad
de 2700 m; con sus laterales abarca un área subsuperficial de 2500m por 6000m.La
ilustración que vienen nos muestra este arreglo:
Ilustración 51: multi-well pad de 16 pozos.
Fuente: (30)
Una ventaja general de los multi-well pad es el ahorro de tiempo, por ejemplo en
los casos de perforación, terminación, flow back y producción, todos estos ocurren en el
mismo tiempo en el mismo pad. Así por ejemplo mientras el pozos numero 4 está siendo
perforado, el pozo numero 3 está en etapa de terminación, el pozo 2 está en flow back y
el pozo número 1 está en producción. (25)

46
Ilustración 52: disposición del tiempo en diferentes aéreas para pozos verticales (en este caso
6 pozos).
Fuente: (25)
Ilustración 53: disposición usual del tiempo en pozos multi-well pad (esta caso 6 pozos por un
pad).
Fuente: (25)
Como se habrá notado en las ilustraciones anteriores el tiempo es
significadamente reducido a comparación de las perforaciones comunes. El uso del

47
trabajo continuo en la perforación pad ha ahorrado a las empresas 30 a 40% de los costos
asi como en un ahorro del tiempo.
6 Fracturamiento hidráulico
Una precisa definición del fracturamiento hidráulico está dado por Lake and Clegg
(31):
“Fracturamiento hidráulico es el proceso de bombear un fluido dentro del pozo a
una razón de inyección muy grande para que la formación acepte un modelo de flujo
radial”.
Como la definición muestra, la formación es fracturada hidráulicamente ya que se
excede la fuerza que tiene la formación a la fractura.
6.1 Efecto de daño o efecto skin
El daño a la formación se puede definir como una reducción en la permeabilidad
de una zona productora en la vecindad del pozo. Esta reducción puede ser causada
durante el período de perforación, completación o producción del pozo. (32)
El daño se expresa en valores de unidades de daño. Cuando una formación tiene
un valor de daño mayor que cero (s > 0) se considera que el pozo posee restricciones de
flujo y mientras mayor sea este valor, mayor será la reducción en la permeabilidad.
Cuando el pozo no presenta daño, el valor de S es igual a cero, mientras que cuando el
valor es negativo (S < 0), se considera que el pozo se encuentra estimulado. El factor de
daño puede variar desde un valor alrededor de -5 para un pozo hidráulicamente
fracturado, hasta +∞ para un pozo que se encuentra demasiado dañado para producir. La
siguiente ecuación relaciona el efecto de daño con el radio del pozo, radio de drenaje y
permeabilidades tanto del yacimiento como del área dañada: (32)
𝑆 =
𝑘
𝑘 𝑑
− 1 ∗ ln
𝑟𝑑
𝑟𝑤
Donde:
K: permeabilidad del pozo.
Kd: permeabilidad de la zona dañada.
rd: radio de la zona dañada.
rw: radio del pozo.

48
Esta expresión indica que si el área alrededor del pozo tiene menor permeabilidad
que la permeabilidad del yacimiento, es un pozo dañado y la S será mayor que cero. Si la
permeabilidad alrededor del pozo es mayor que la permeabilidad del yacimiento, entonces
es un pozo estimulado y la S tendrá un valor inferior a cero. (32)
Ilustración 54: Representación gráfica de la zona dañada en el yacimiento.
Fuente: (32)
Se tiene lo siguiente:
𝐤 𝐝 < 𝒌 → 𝑷𝒐𝒛𝒐 𝒅𝒂ñ𝒂𝒅𝒐 𝐒 > 0
𝐤 𝐝 > 𝒌 → 𝑷𝒐𝒛𝒐 𝒆𝒔𝒕𝒊𝒎𝒖𝒍𝒂𝒅𝒐 (𝑺 < 0)
Después de un tiempo de producción en el reservorio, la permeabilidad tiende a
ser menor en un área cercana al pozo. Este efecto cercano al pozo es denominado daño,
y resulta en una inmensa caída de presión atraves de la zona, limitando de esta manera la
productividad de fondo de pozo. Éste daño es expresado con el factor skin y la caída de
presión extra producido por el daño. (32)
La caída de presión expresada con el factor skin esta dada por:
∆𝐏𝐬𝐤𝐢𝐧 =
𝐪 ∗ 𝛍
𝟐𝛑 ∗ 𝐤 ∗ 𝐡
∗ 𝐒
Donde:
q: caudal del pozo.
µ: viscosidad.
K: permeabilidad.
S: factor skin.

49
6.2 Aplicaciones
Una de las principales finalidades del fracturamiento hidráulico ese el de
incrementar la producción del reservorio.
Por instancia, estudiando la ecuación de solución estado semi estable:
𝑷 𝒂𝒗𝒈 − 𝑷 𝒘𝒇 =
𝒒 ∗ 𝝁
𝟐𝝅 ∗ 𝒌 ∗ 𝒉
∗ 𝐥𝐧
𝒓 𝒆
𝒓 𝒘
−
𝟑
𝟒
+ 𝑺
Donde:
q: caudal del pozo.
µ: viscosidad.
K: permeabilidad.
h:espesor de la formación productora.
S: factor skin.
re: radio de drenaje.
rw: radio del pozo.
Despejando para el índice de productividad se tiene:
𝑰𝑷 =
𝒒
𝑷 𝒂𝒗𝒈 − 𝑷 𝒘𝒇
=
𝟐𝝅 ∗ 𝒌 ∗ 𝒉
𝝁 ∗ 𝐥𝐧
𝒓 𝒆
𝒓 𝒘
−
𝟑
𝟒
+ 𝑺
Podemos observar que para mejorar el índice de productividad debemos:
 Incrementar el potencial de flujo, k*h.
 Incrementar el radio del pozo, rw.
 Reducir el factor skin, S.
6.3 Proceso del fracturamiento hidráulico
El proceso de producir un fracturamiento hidráulico es de hecho sencilla, está
basado en bombear grandes caudales del fluido de fracturamiento dentro del pozo con el
fin de que el fluido escape, por asi lo, dentro de la formación de interés. En consecuencia,
el efecto hidráulico excede la fuerza de la formación lo que ocasiona que se cree una
fractura en ella. Cabe notar que si se conserva el caudal de bombeo del fluido fracturarte
mas alta que el caudal de perdida ocasionara que las fracturas se propaguen e
incrementara el área de contacto del pozo con la formación. Si el bombeo se detiene, las
fracturas empezaran a cerrarse y no se apreciaran efectos. Para evitar este efecto se
inyectan en forma conjunta con el fluido fracturarte proppants los cuales nos permiten que

50
las fracturas no se cierren, éstos crean una porosidad asi como una conductividad en las
fracturas. Después que los proppants hayan sido bombeados, se procede a un periodo de
cierre, esto con la finalidad de que las fracturas se cierren alrededor de los proppants
permitiendo que el fluido inyectado circule en las fracturas. Después de esto las fracturas
ganan propiedades importantes para el flujo del reservorio asi como también para mejorar
la producción.
Las propiedades de una fractura están dadas en la siguiente ilustración:
Ilustración 55: geometría de una fractura hidráulica vertical transversal.
Fuente: (33)
Donde:
Wf : ancho de la fractura.
Xf : media longitud de la fractura.
hf : altura de la fractura.
kf : permeabilidad de la fractura.
Un aspecto importante a considerar es la conductividad de la fractura la cual se
representa Fc, ésta esta dada por:
𝐅𝐜 = 𝐤 𝐟 ∗ 𝐰𝐟
También existe FcD, conductividad efectiva de la fractura y tiene comúnmente
unidades de milidarcy feet (mDft) o milidarcy metros (mDm), sin embargo en muchos
casos es conveniente utilizarla, FcD, sin unidades.
𝐅𝐜𝐃 =
𝐤 𝐟 ∗ 𝐰𝐟
𝐤 ∗ 𝐱 𝐟
En donde k es la permeabilidad de la formación. Ésta ultima ecuación se utiliza
para mejorar el comportamiento de las fracturas, el objetivo es el de maximizar la

51
permeabilidad de la fracturar asi como su ancho, este fin es logrado eligiendo los
materiales asi como los procedimiento adecuados.
6.3.1 Fracturamiento hidráulico en pozos horizontales
La dirección de la fractura en un pozo horizontal tiene el mismo principio que el la
perforación vertical, osea paralela al plano de mínimo esfuerzo .en consecuencia si un
pozo horizontal es perforado a lo largo de una dirección de mínimo esfuerzo entonces las
fracturas simuladas tendrán una orientación perpendicular al pozo horizontal, Éste tipo de
fracturas son denominadas fracturas transversales. (34)
Ilustración 56: pozo horizontal con fracturas perpendiculares al pozo.
Fuente: (34)
Sin embargo si el pozo horizontal es perforado a lo largo en la dirección del
máximo esfuerzo entonces las fracturas simuladas serán paralelas al pozo horizontal,
estas fracturas se denominan fracturas longitudinales. (34)
Ilustración 57: pozo horizontal con fracturas paralelas al pozo.
Fuente: (34)

52
De una manera mas concreta se podria decir que un pozo horizontal puede tener
fracturas lonngitudionales o fracturas transversales.
Ilustración 58: tipos de fracturas para un pozo horizontal: fracturas longitudinales y fracturas
transversales.
Fuente:(35)
6.3.2 Factores que afectan al comportamiento de las fracturas
El comportamiento de las fracturas hechas por el fracturamiento hidráulico,
después que la producción haya comenzado, osea en la fase post-fracturing es afectado
por varios factores relacionado con la fuerza mecánica del proppant y efectos de la
permeabilidad relativa de los fluidos atraves de las fracturas. Estos factores generalmente
tienen un efecto negativo en la conductividad de la fractura. Los principales factores son
mencionados a continuación:
6.3.2.1 Efectos non-darcy
En los casos en los que las fracturas hidráulicas proveen altos regímenes de flujo,
esto pasa generalmente en reservorios de gas, la producción debe ser reducida por un
incremento en la caída de la presión en las fracturas. Esto es debido a efectos inerciales y
turbulentos, donde el fluido acelera y desacelera, es por esto que el flujo no sigue la ley
de Darcy, pero es expresado atraves de efectos Non-Dacy y la ecuación de Forchheimer.
(36)

53
6.3.2.2 Daño del fluido de fracturamiento
Después del tratamiento la viscosidad del fluido usado en el fracturamiento esta
presente alrededor de la fractura lo que ocasiona que se forme una capa encima de la
roca , esto hace que se reduzca la conductividad y que la producción inicial sea fluido de
fracturamiento solamente. (37)
6.3.2.3 Efectos multifase
Cuando el flujo dentro de la fractura se altera de una simple pase de flujo a una
múltiple fase de flujo, esto es debido a que la relación agua/gas se rompe o por que la
presión de la producción cae debajo del punto de burbuja, esto ocasiona que la
permeabilidad relativa sea afectada. Éste efecto es importante en la productividad de
pozos de gas condensado. (38)
6.4 SIMULACIÓN DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN POZOS
HORIZONTALES
Hay varios métodos para la representación de un fracturamiento hidráulico a
continuación se verán algunos de ellos.
6.5 Trabajos hechos y métodos
En las últimas tres décadas muchos estudios de simulación sobre el
fracturamiento hidráulico en pozos horizontales han sido publicados entre los cuales
tenemos:
6.5.1 Karcher et al. (1986)
Estudio el mejoramiento de la productividad atraves del fracturamiento hidráulico
en pozos horizontales comparada con pozos verticales en 1986.Las ecuación de estado
de flujo semi-estable fueron usadas en la simulación en una diferencia finita con lo cual se
confirmo que los pozos horizontales deben ser localizados de manera normal a las
fracturas hidráulicas. Esto podría incrementar la productividad de un pozo horizontal diez
veces más que en un pozo vertical. (35)
6.5.2 Schulte (1986)
Calculo la presión de fondo de pozo (BHP) en un reservorio fracturado de gas
usando bloques más finos alrededor de las fracturas y fondo del pozo. Se postulo que los

54
largos términos de producción son reducidos severamente cuando el intervalo de influjo
es mucho más pequeño que la altura de la fracturas. (35)
6.5.3 Larsen and Hegre (1994)
Hicieron evolucionar los modelos analíticos para todo régimen de flujo en pozos
horizontalmente fracturados. Estos modelos deben resolver la complejidad de elegir el
modelo correcto para la representación de la fractura. (35)
6.5.4 Hegre (1996)
Estudio el efecto que tiene los dos tipos de fracturas (longitudinal y transversal) en
pozos horizontales. Él estudió el efecto del tamaño de los bloques grid con respecto a su
influencia en la producción usando fracturas con conductividad finita. Él postulo que una
fractura hidráulica debe ser en general modelada usando pequeñas y altamente
conductivas celdas en las grid cercanas al área fracturada. Recomendó también el uso de
un incremento en el ancho de las grids con lo cual se describiría mejor la fractura y
correspondientemente reduciendo la permeabilidad de la fractura, conservando la
conductividad de la fractura constante. Esto fue hecho principalmente con el objetivo de
reducir el tiempo de simulación que hasta entonces era considerable. (35)
Hegre también hizo una revisión al concepto del efectivo radio equivalente del
pozo .Este es un método analítico y es la más simple técnica para simular y representar
fracturas hidráulicas, el método está basado en soluciones analíticas de la formula de
Paceman, el concepto es que los pozos horizontales que son fracturados son modelados
como pozos verticales no fracturados. Esto es hecho estableciendo un radio equivalente
para los pozos verticales, el cual corresponde directamente al pozo horizontal que es
fracturado. Hegre sostuvo que este es la manera mas sencilla de modelar fracturas y que
debe poder ser suficiente para algunos objetivos de la ingeniería de reservorios. (35)
6.5.5 Ding (1996)
Asi como Hegre, propuso métodos para la representación de fracturas hidráulicas
las cuales incluyen el uso de bloques coarser grids como una alternativa a las finas celdas
de grids que están alrededor de las fracturas asi como cercanas al pozo. Ding usó
cálculos numéricos para el cálculo del índice de productividad y valores de
transmisibilidad equivalente alrededor del pozo y bloques grids fracturados. (35)

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