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El Giro No Convencional del Mercado Energético Colombiano

Actualizado: 21 jun 2021

Una visión general de las oportunidades energéticas que tiene el país para asegurar un mayor periodo de autosuficiencia.

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Artículo - El giro no convencional del mercado energético

Para hablar de yacimientos “no convencionales” debemos tener claridad sobre lo que son exactamente.


Los yacimientos convencionales en esencia son acumulaciones de materia prima almacenada dentro de varios sucesos dentro de una línea de tiempo, que después de millones de años y por efectos de la temperatura y presión dan paso a los hidrocarburos.

Dentro de los sucesos que se deben presentar están: la roca madre, la roca reservorio, la roca sello, la columna de roca (la cual ejerce la presión sobre el sistema) y una trampa, la cual después de los procesos de generación y migración preserva los hidrocarburos generados. En esta clase de yacimiento la roca donde se encuentra el hidrocarburo tiene características de alta porosidad y permeabilidad.


Si falta alguno de los sucesos, hablamos de un yacimiento no convencional, por lo que debe ser evaluado en forma diferente para su posterior explotación. En esta clase de yacimientos por lo general los hidrocarburos aún se encuentran en la roca generadora, por lo que estos deben desarrollarse con técnicas diferentes de extracción.


Dentro de los yacimientos no convencionales encontramos:

  • Gas extraído de las capas de carbono.

  • Arenas impregnadas de hidrocarburo de muy alta densidad y viscosidad.

  • Petróleo o gas que se encuentra atrapado en un tipo de roca arcillosa con muy baja permeabilidad denominada shale o lutita.

  • Crudo que debido a su alta viscosidad no fluye fácilmente.


 



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Por lo anterior, y con el fin de aumentar el flujo del hidrocarburo en los yacimientos no convencionales se realizan procedimientos de estimulación, incluyendo el fracturamiento hidráulico, proceso que ya se ha utilizado en los yacimientos convencionales.


La estimulación hidráulica se realiza con el objetivo de crear microfracturas en la zona de interés para liberar el hidrocarburo; este consiste en inyectar fluido a alta presión para abrir microfracturas que permitan la liberación del fluido a través del pozo.

El fluido inyectado para crear las microfracturas, está compuesto de 90% agua, 9.5% de arena o apuntalante (es el material que queda dentro de las microfracturas para evitar el cierre de las mismas, permitiendo aumentar la porosidad), y 0,5% los aditivos ( se usan entre 3 a 12 aditivos en el proceso, en muy bajas concentraciones).


Es de resaltar que la inyección de agua no es un proceso continuo a lo largo de la vida del pozo, y que después de terminar el proceso de fracturamiento gran parte de este fluido se retorna hacia la superficie para ser usado en otros procesos de estimulación (puede ser reutilizada o inyectada), o para ser tratada hasta cumplir con todos los requerimientos ambientales.



 

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Durante el proceso de apertura de las microfracturas, los acuíferos y en general las zonas por donde pasa la perforación son recubiertas con tuberías de a