No todas estas técnicas de fracking son aceptadas por la entera comunidad de especialistas. Algunas son basadas solamente en experiencia y ningún simulador consigue representarlas.
También algunas técnicas de fracking son empujadas por compañías como alternativas más por razones de
marketing, que de necesidad del reservorio.
A continuación se explicarán los puntos a favor y en contra de cada una de estas técnicas.
Técnicas de Fracking Convencionales
En la mayoría de las operaciones el fluido de fractura es solamente un gel al cual se le agrega agente de sostén.
Es lo que llamaremos como técnicas de fracking «convencionales». Esta metodología permite trabajar, si es
necesario, con altas concentraciones de agente de sostén de hasta 16 PPG con arena y 20 PPG con bauxita.
La gran desventaja es que implica inyectar mayores volúmenes de líquido en la formación que con otras técnicas, y posteriormente este fluido deberá ser producido.
Si el fluido es polimérico más fluido significa más residuo dentro del empaque, lo que es perjudicial para la conductividad final.
El uso de fluido base hidrocarburo (fluido combustible) implica la obligación de operar solamente con luz diurna por razones de seguridad.
Con Fluidos Inflamables / Metanol
El uso del metanol gelificado es otro de las técnicas de fracking utilizadas. Pero hay una serie de restricciones para su utilización debido a que es un fluido muy peligroso para trabajar en
superficie, ya que es altamente inflamable (es un fluido inflamable, no un fluido combustible).
Por lo tanto, se necesita toda una infraestructura de seguridad adicional en la locación.
Se debe tener en cuenta que la llama del fuego producido por el metanol es invisible y por lo tanto uno se da cuenta que hay fuego cuando se empieza a quemar.
Esta técnica es recomendada por algunas compañías para formaciones muy sensibles al agua o de gas seco.
Esta sensibilidad puede ser debido a la presencia de ciertas arcillas en la matriz o en pozos de gas seco
donde la saturación de agua in situ es menor que la saturación de agua irreducible.
El daño residual por incremento de la saturación en la cara de la fractura es muy discutible. El metanol es gelificado utilizando altas concentraciones de polímeros.
En consecuencia, es más difícil la limpieza del empaque que con un fluido base agua convencional.
Con los fluidos base agua hoy disponibles en el mercado estos fluido pueden ser reemplazados por fluido base agua de baja carga polimérica (en cual se puede agregar unos 10% de metanol como estabilizador).
Con espumas / fluidos energizados
En pozos de baja presión, pozos depletados, y de preferencia pozos de gas se suele fracturar utilizando fluidos espumados o energizados. El objetivo de agregar un gas al fluido de fractura es:
- Tener una cierta energía disponible en el reservorio para producir rápidamente la mayor parte posible del fluido de fractura.
- Disminuir la cantidad de líquido inyectado a la formación.
Para una espuma el volumen de gas en el fondo, a temperatura y presión dentro la fractura, es de 60 a 80% del volumen de la mezcla. El restante es líquido.
El agente de sostén es agregado al gel en el blender en superficie. Se agrega el gas en un punto de la línea de alta presión entre los fracturadores y el pozo.
Como el agente de sostén es mezclado solamente con la fase líquida esto implica concentraciones finales en fondo de no más de 5 PPG para una espuma.
En pozos de petróleo se requiere normalmente altas conductividades, por lo tanto, mayor concentración de agente de sostén.
Fracturas energizadas con N₂
Las fracturas con espumas de nitrógeno son diseñadas para formaciones de poca profundidad (< 1.000 a 1.500 metros).
El N₂ se agrega en fase gaseosa en la superficie. Se calcula la cantidad de N₂ en función de la
relación de volúmenes líquido/gas en el fondo.
Como el gas es compresible a mayor profundidad se necesita mayor cantidad de nitrógeno para ocupar el mismo volumen, lo que significa más material y más equipamiento para gasificarlo, y por lo tanto mayores costos.
Esto hace que el nitrógeno sea económico para profundidades inferiores a los 1.500-1.800 metros. Para pozos más profundo se utiliza CO₂.
Fracturas energizados con CO₂
En las fracturas con CO₂ el gas está bombeado en forma líquida en superficie y se gasifica en la formación.
El CO₂ líquido es un fluido frío y para gasificarse necesita una cierta temperatura, y por lo tanto no puede ser utilizado en pozos someros donde no hay suficiente temperatura.
La espuma se genera dentro de la formación a alguna distancia del pozo. La operación es más sencilla que con N₂, pero más peligrosa por el manejo de CO₂.
El CO₂ se disuelve en el petróleo y por lo tanto en pozos de petróleo viscoso disminuye la viscosidad del petróleo en la vecindad de las caras de la fractura lo que ayuda en la limpieza inicial.
El uso del CO₂ no es muy común fuera de Estados Unidos por razones de costos y de disponibilidad.
El uso de CO₂ como único gas agregado al gel, está patentado por Halliburton, por lo cual las demás compañías deben pagar royalties para poder bombearlo.
Entonces algunas compañías, para contornear la patente, recomiendan el uso de la técnica de “fracturas binarias” donde se bombea una mezcla de N₂ y CO₂.
También en Canadá existen compañías independientes de estimulación que recomiendan para cierto pozo el uso de CO₂ sólo, sin ningún gel.
Para esto tienen unos blenders especiales que son un tanque criogénico con un agitador interno. Se agrega la arena dentro el tanque a través de un sistema especial donde se mezcla con el CO₂ antes de inyectar en el pozo. Esta técnica permite solamente hacer fracturas muy chicas, del volumen del tanque.
Fracking por Etapas
Es una de las técnicas de fracking que empezó a tener mucho auge y que se empezó a utilizar en países como Venezuela y Argentina, llamada fracturas en etapas.
El objetivo es hacer dos fracturas sin parar el bombeo entre etapa y etapa. Se considera que si había suficiente diferencia en los stresses de las dos capas a fracturar primero se abriría uno y luego con mayor presión neta la segunda.
Entonces, para generar este incremento de presión antes de finalizar el desplazamiento de la primera etapa se larga en el fluido una cierta cantidad de bolitas para obstruir los punzados de la primera capa abierta.
Si la diferencia de los stresses no es lo suficiente las dos capas se abrirán con el primer tratamiento, cada una admitiría arena, cada una se tapará parcialmente con bolitas y por lo tanto recibirán cada uno parte del segundo tratamiento.
Este significa que el primer tratamiento será desplazado lejos del pozo y que cada capa podría tener solamente parte del segundo tratamiento, o sea una fractura mucho más chica que la diseñada.
Como operación sería mucho más económica que hacer dos fracturas, si la técnica funcionaba. Pero la calidad es pésima, porque generalmente las dos capas se abren a la vez, y solamente se desplaza la primera fractura con la segunda.
Encontrar capas lo suficientemente distintas es una ilusión, y por lo tanto se recomienda no usar esta técnica.
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