Segunda Investigación Propiedades de las Rocas

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Tratamiento de estimulación efectuado rutinariamente en pozos de petróleo y gas en yacimientos de baja permeabilidad. Se bombean fluidos diseñados especialmente a alta presión y velocidad en el intervalo de yacimiento que se tratará, lo que hace que se abra una fractura vertical. Los tramos laterales de la fractura se extienden hacia fuera del pozo en direcciones opuestas, según los esfuerzos naturales presentes dentro de la formación. Los agentes de sostén o apuntalantes como granos de arena de un tamaño particular, se mezclan con el fluido de tratamiento para mantener abierta la fractura cuando se complete el tratamiento. El fracturamiento hidráulico crea comunicación de alta conductividad con un área grande de formación y permite sortear cualquier daño que pudiera existir en el área cercana al pozo.

Ingenieros diseñan una operación de fractura basada en las características geológicas de la formación y el depósito de petróleo o gas. Componentes básicos del diseño de fracturamiento incluyen la presión de la inyección, y los tipos y cantidades de materiales (por ejemplo, productos químicos, líquidos, gases, arena) necesarios para lograr la estimulación deseada de la formación. 

La intención de la fracturación es de crear las fracturas que se extienden desde el pozo, hasta las formaciones de petróleo o gas. Los líquidos que son inyectados pueden llegar hasta mas de 900 metros del pozo. Aunque el intento es diseñar una red optima de fracturas en una formación de petróleo o gas, la disposición de las fracturas es extremadamente compleja, imprevisible e incontrolable. Modelos digitales tratan de simular las vías de la fractura, pero experimentos en el campo han demostrado que una fractura hidráulica no se comporta de la misma manera pronosticada por los modelos.

Técnicas de diagnóstico están disponibles para evaluar los elementos individuales de la geometría de la fracturas, pero la mayoría tienen limitaciones en su utilidad. Uno de los mejores métodos, imágenes microsísmicas, proporcionan una imagen de la completa fractura hidráulica y su modelo de crecimiento. El método es costoso, y se utiliza sólo en un pequeño porcentaje de los pozos. Según el Departamento de Energía, en pozos de metano "donde los costos deben reducirse a lo mínimo para mantener la rentabilidad, las técnicas de diagnóstico de fractura son raramente utilizadas." En el año 2006, aproximadamente 7.500 pozos habían sido perforados en el Barnett shale, pero sólo 200 de ellos habían sido modelados utilizando imágenes microsísmicas.

¿Qué son los líquidos de fractura? 

Una sola operación de fracturamiento hidráulico en un pozo de gas poco profundo puede utilizar millones de litros de agua. Slickwater fracs, una forma de  fracturamiento hidráulico comúnmente utilizada en formaciones de gas, son conocidas por utilizar hasta 180 millones de litros de agua para fracturar un pozo horizontal. Muchos pozos tienen que ser fracturados varias veces en el transcurso de sus vidas, aumentando el uso del agua.

Una pequeña proporción de los pozos son fracturados utilizando gases como nitrógeno o aire comprimido, en lugar de fluidos a base liquida. En todos los trabajos de fracturamiento, miles o cientos de miles de libras de arena o cerámicas son inyectadas para mantener las fracturas abiertas.

En la mayoría de casos, agua potable es utilizada para fracturar los pozos, ya que es más eficaz que el uso de aguas residuales de otros pozos. Si aguas residuales son utilizadas, deben tratarse con productos químicos fuertes para eliminar bacteria que causa corrosión, escalamiento y otros problemas. Sin embargo, los pozos fracturados con agua potable contienen numerosos químicos como biocidas, ácidos, inhibidores de la escala, reductores de fricción, surfactantes y otros, pero los nombres y los volúmenes de los productos químicos utilizados no son revelados por las compañías petroleras. Por general, es conocimiento común que los productos químicos líquidos usados en el fracturamiento son tóxicos para los humanos y fauna silvestre, y algunos son conocidos como interruptores endocrinos o por causar cáncer.

Se ha estimado que los productos químicos usados para fracturar algunos pozos de gas pueden contener 0,44% (por peso) de la cantidad de fluidos de fracturamiento. En una operación que utiliza 75 millones de litros de agua, eso significa que aproximadamente 36.000 kilos de productos químicos son usados. Estas sustancias químicas fluyen hacia la superficie junto con gran parte del agua inyectada, y juntos, estos residuos son generalmente eliminados por inyección en formaciones subterráneas, en lugar de ser tratados para que el agua puede ser reutilizada.

Nuestra agua potable se encuentra en riesgo

Hay varias maneras en que el fracturamiento hidráulico amenaza nuestra agua potable. En lugares donde se esta desarrollando perforaciones de petróleo o gas poco profundas, la perforación puede ocurrir directamente en los acuíferos de los cuales adquirimos nuestra agua potable. En estos casos, la contaminación producida por los fluidos de fracturamiento  pueden ser atrapados bajo la tierra. Los escasos estudios científicos disponibles han demostrado que un 20 a 30% de fluidos de fracturamiento pueden permanecerse atrapados bajo la tierra, pero este porcentaje puede ser mucho mas alto en algunos productos químicos, especialmente los que no vuelven a la superficie con la mayoría de los otros químicos.

En lugares donde se esta desarrollando pozos mas profundos, hay una serie de cuestiones y preocupaciones:

Contaminación subterránea - Fracturamiento hidráulico abre caminos para líquidos o gases que pueden fluir a otras capas geológicas donde no están destinados. Esto afecta recursos de aguas subterráneas que pueden servir como suministros de agua potable en el futuro. Si la disposición de aguas residuales se lleva a cabo a través de pozos de inyección subterráneos, existe la oportunidad adicional para la contaminación de aguas subterráneas.

Contaminación de la superficie – Los productos químicos líquidos y aguas residuales pueden ser derramados de pozos de inyección, tuberías, camiones, tanques o fosas. Si una fuga o derrame ocurre, estos líquidos pueden contaminar el suelo, aire y agua.

Agotamiento y degradación de acuíferos de poca profundidad – Operaciones de fracturamiento hidráulico utilizan enormes cantidades de agua potable de los acuíferos a poca profundidad en su área imediata. Este sistema puede conducir a cambios en la cantidad o calidad de agua. Cuando la eliminación de aguas residuales ocurre en arroyos, ríos o lagos, la constitución química o la temperatura de las aguas residuales puede afectar organismos acuáticos, y el volumen de agua perjudica los sistemas acuáticos sensibles.

Es necesario proteger nuestra agua potable: Cerrar la brecha de Halliburton en la ley de agua potable (Safe Drinking Water Act)

• Revocar  la exención para el fracturamiento hidráulico de la ley del agua potable.

• Requerir la divulgación completa de químicos, y requerir el seguimiento de productos de fracturamiento hidráulico. 

• Requerir productos no tóxicos de fracturamiento hidráulico y para la perforación de pozos.

ISOTROPÍA

Uniforme direccionalmente, de modo que las propiedades físicas no varían en las diferentes direcciones. En las rocas, los cambios producidos en las propiedades físicas en las diferentes direcciones, tales como la alineación de los granos minerales o la velocidad sísmica medida en sentido paralelo o perpendicular a las superficies de estratificación, son formas de anisotropía.

Es la característica de algunos cuerpos cuyas propiedades físicas no dependen de la dirección en que son examinadas. Es decir, se refiere al hecho de que

ciertas magnitudes vectoriales conmensurables dan resultados idénticos independientemente de la dirección escogida para dicha medida. Cuando una determinada magnitud no presenta isotropía se dice que presenta anisotropía.

FACTORES QUE AFECTAN LAS MEDICIONES DE PERMEABILIDAD

 Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra.

DESLIZAMIENTO DEL GAS – EFECTO KLINKENBERG

Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado diferencial de presión. Klinkenberg  también encontró que para un determinado medio poroso al aumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye.

Si se grafica la permeabilidad medida versus 1/Pm, y la recta obtenida se extrapola hasta el punto donde 1/Pm = 0, en otras palabras, donde Pm sea infinita, esta permeabilidad sería aproximadamente igual a la permeabilidad obtenida utilizando un líquido. La figura 2.5 muestra un gráfico donde se aprecia este procedimiento. La permeabilidad absoluta se determina por extrapolación, como se muestra en la figura.

Figura 2.5. Corrección del efecto Klinkenberg

La magnitud del efecto Klinkenberg varía con la permeabilidad del núcleo y con el tipo de gas usado en el experimento como se muestra en las figuras 2.6 y 2.7.

Figura 2.6. Efecto de la permeabilidad en la magnitud del efecto Klinkenberg

La línea recta que mejor ajusta los valores de permeabilidad medida usando un gas versus 1/Pm puede ser expresada como:

Ec. 2.27

Donde:Kg = Permeabilidad medida con un gas.

Kl = Permeabilidad medida con un líquido, equivalente a la permeabilidad absoluta.Pm = Presión promedioC = Pendiente de la recta.

Klinkenberg sugiere que la pendiente de la recta es función de los siguientes factores:

- Permeabilidad absoluta.- Tipo de gas usado en la medición de la permeabilidad.- Radio promedio de los capilares de la roca.

Figura 2.7. Efecto de la presión del gas en las medidas de la permeabilidad para varios gases

Klinkenberg expresó la pendiente C mediante la siguiente relación:

Ec. 2.28

Donde b es una constante que depende del tamaño de los poros y es inversamente proporcional al radio de los capilares.

Combinando las ecuaciones 2.27 y 2.28 se obtiene:

Ec. 2.29

Donde Kg es la permeabilidad medida con gas a la presión promedio Pm.

Jones estudio el fenómeno de deslizamiento del gas para un grupo de núcleos, en los cuales se conocía los valores de porosidad y permeabilidad absoluta. Él correlacionó el parámetro b con la permeabilidad absoluta mediante la siguiente expresión:

Ec. 2.30

Las mediciones usuales de permeabilidad son hechas con aire a presiones cercanas a la presión atmosférica. Para evaluar el fenómeno de deslizamiento y el efecto Klinkenberg, es necesario realizar las mediciones de permeabilidad (usando gas) para por lo menos dos valores de caída de presión. Si no se dispone de esa información se puede utilizar la siguiente ecuación:

Ec. 2.31

La ecuación anterior es no lineal y puede ser resuelta de forma iterativa usando el método iterativo de Newton – Rapshon. Este método propone una solución que puede ser convenientemente escrita como:

Ec. 2.32

Donde:Ki = Suposición inicial de la permeabilidad absoluta, md.Ki+1 = Nuevo valor de permeabilidad a ser usado para la próxima iteración.f(Ki) = Ecuación 2.31 evaluada usando el valor asumido de Ki.f’(Ki) = Primera derivada de la ecuación 2.31 evaluada en Ki.

El valor de la primera derivada de la ecuación 2.31 con respecto a Ki es:

Ec. 2.33

El proceso iterativo es repetido hasta que exista convergencia, la cual se alcanza cuando f(Ki) se aproxime a cero, o cuando no existan cambios entre el valor calculado de Ki y el valor observado.

 Permeabilidad2.9. Modelo de flujo capilar de PoiseuilleCuando un fluido humectante se mueve dentro de un tubo capilar bajo flujo laminar o viscoso (debido al efecto de la caída de presión entre dos puntos), el perfil de distribución de la velocidad del fluido es parabólico, con una velocidad máxima en el eje del tubo y una velocidad mínima en la pared, como se muestra en la figura 2.10.

Figura 2.10. Perfil de velocidades en un tubo capilar

En este sistema, el flujo puede ser visualizado como una serie de superficies parabólicas concéntricas moviéndose a diferentes velocidades y, por consiguiente, ejerciendo fuerzas viscosas entre sí, que pueden ser expresadas por la siguiente relación:

Ec. 2.43Por lo tanto, la fuerza viscosa sobre un tubo o cilindro de radio r es:

Ec. 2.44La fuerza de desplazamiento sobre este mismo tubo es la presión diferencial que actúa sobre el área:

Ec. 2.45Si el fluido no se acelera, la suma de la fuerza desplazante y de retardo viscoso será igual a cero:

Ec. 2.46Si despejamos dv, e integramos la ecuación nos queda:

Ec. 2.47La constante de integración C1, puede ser evaluada considerando v = 0 a r = ro. Con lo que se obtiene la siguiente expresión para la velocidad:

Ec. 2.48Esta expresión da la velocidad de cualquier superficie cilíndrica e indica que la velocidad varía parabólicamente desde un máximo en el centro a cero en las paredes.

La tasa volumétrica de flujo a través de un elemento de espesor dr es dq=vdA, donde dA = 2πdr. Luego la tasa de flujo total a través del tubo es:

Ec. 2.49Esta expresión se denomina Ley de Poiseuille para flujo laminar de líquido a través de tubos capilares.