Fracking: Realidades técnicas

FOTO 16 OCTUBRELa técnica del fracking, o fracturación, consiste en realizar fracturas a la formación geológica por debajo de los mantos freáticos de agua dulce, a profundidades de entre 2 mil y 7 mil metros.

Técnicamente es la aplicación de un fluido fracturante a presión para superar el esfuerzo mínimo existente en la roca, de tal manera que ésta se fracture y libere el hidrocarburo.

El mantenimiento de la presión del fluido produce la extensión de la fractura más allá del punto de ruptura inicial, propagándose dentro de la roca y creando un canal de flujo (permeable) que provee un área adicional de drene. Esto mantiene la fractura abierta con un material apuntalante.

La extensión de la fractura puede ser de 150 a 250 metros. En shale gas/oil, esta extensión no depende del radio de drene y es posible conectar las fracturas naturales de la lutita, cuyas longitudes son de 100 a 150 metros. La perforación horizontal del pozo permite un major contacto entre yacimientos y su explotación, por lo que no es necesario realizar más de 10 pozos en una misma zona, reduciendo así los impactos ambientales y económicos.

El área de drene es donde la formación aporta el hidrocarburo, es decir, cada pozo tiene un área de drenaje consistente en un circulo con el pozo en el centro, donde la extensión de la fractura apuntalada se ubica entre 80% y 100% del radio del drene.

Por qué fracturar:

a) Para iniciar o incrementar la productividad de un pozo.

b) Para aumentar las reservas.

c) Porque la producción puede estar afectada por:

  • Algún tipo de daño a la formación.
  • Permeabilidad muy baja.
  • Presión de fondo muy baja.

Objetivo de una fractura:

  • Influir en formaciones de baja permeabilidad.
  • La inducción y crear alta conductividad para producir.
  • Rebasar totalmente daños presentes durante la perforación.
  • Hay que recordar que la fractura se realiza después de haber perforado y construido el pozo. Previamente, debe cerciorarse que el pozo se encuentra herméticamente aislado y cumple con las regulaciones internacionales técnicas y ambientales.

Las normas internacionales dictaminan que en un pozo debe haber:

  • Un período de pruebas y registros de la calidad del cemento.
  • Deberá contener el pozo de cemento pesado para aislar a la tubería de la formación.
  • Deberá tener el pozo tubería de producción.
  • El pozo deberá tener cemento, es decir, deberá llegar a superficie en cada etapa de 
aislamiento.
  • La tubería de producción deberá estar cubierta y aislada del manto freático (son cinco 
a siete capas de aislamiento.

Una vez aislado el pozo y sellado herméticamente, sin comunicación con las formaciones y el manto freático a 1,000 – 1,400 metros de la zona de producción del shale gas/oil, es posible realizar la fractura sin ocasionar daños en el subsuelo. Es aquí cuando se procede a la inyección de los elementos para hacer la fractura: agua, arena y productos químicos. 
La arena ayuda a incrementar la conductividad de una formación de baja permeabilidad; esto es, que el yacimiento cuente con energía para “empujar” el aceite hacia la superficie a través e los poros de la roca. Los yacimientos de shale gas por lo regular son de baja permeabilidad, por lo cual necesitan esta inducción.

De los tres componentes, el volumen que más se utiliza es el del agua. Este líquido es el medio portador para los aditivos químicos y agentes de apeo (normalmente arena) que se usan para fracturar la formación productora. Actualmente se están probando nuevas técnicas que reducen la utilización de agua agregando gas natural, pero se espera que en no menos de cinco años esta técnica se implemente de manera total.

Por lo pronto, se fomenta la cultura del cuidado del agua potable, del reciclado del líquido proveniente de la fractura o del uso de aguas residuales. Asimismo, se está probando otro tipo de medio acuoso sintético que elimine el gasto de agua. El futuro de las fracturas en shale gas/oil deberá ir hacia las llamadas tecnologías verdes.

La composición de fluido de fracturación varía de una cuenca geológica, o formación, a otra. La evaluación de los volúmenes relativos de los componentes de un fluido revela el volumen relativamente pequeño de los aditivos que están presentes. Los aditivos descritos en el lado derecho del gráfico circular (ver gráfica) representan menos del 0,8% del volumen total del fluido. En general, la concentración de aditivos en la mayoría de los fluidos con agua aceitosa en Estados Unidos es de 0,5% a 2% relativamente consistente con la porción de agua que está entre 98% y 99.2%.

Debido a que la composición del fluido de fracturación varía para satisfacer las necesidades específicas de cada área, no existe una fórmula que indique una porción única para cada aditivo. En la clasificación de los fluidos de fracturación y sus aditivos, es importante considerar que las empresas de servicios que proporcionan estos aditivos han desarrollado una serie de compuestos con propiedades funcionales similares que se utilizan para el mismo fin en diferentes ambientes. Así, la diferencia entre las formulaciones de aditivos puede ser tan pequeña como un cambio en la concentración de un compuesto específico.

Aunque la industria puede tener varios compuestos que se pueden utilizar en un fluido de fracturación hidráulica, cualquier trabajo de fracturación utilizaría sólo algunos de los aditivos disponibles. Por ejemplo, en el gráfico anterior se presentan 12 aditivos, cubriendo el rango de posibles funciones que podrían incorporarse en un fluido.

Por: MBA Ramses Pech

Twitter: @economiaoil

pech.ramses@yahoo.com.mx

BOLSA DE EMPLEO http://www.EmpleosPetroleros.com

Un pensamiento en “Fracking: Realidades técnicas

  1. Hola, tengo entendido que este proceso se llevara acabo en Coatzacoalcos Veracruz, y me gustaría trabajar en ello si se pudiera. Ya que en este momento me encuentro sin laborar. En la perforación de pozos.

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