MADRID, 16 Ene. (EUROPA PRESS) -
Un nuevo modelo mejora el cálculo de la propagación de la fractura hidráulica, una controvertida técnica de extracción de hidrocarburos o almacenamiento de gas, para mejorar su eficacia y reducir costes.
La fracturación hidráulica (fracking) tiene una amplia gama de aplicaciones, como mejorar la productividad de los pozos utilizados para la extracción e inyección de fluidos en formaciones de rocas porosas. Es una parte rutinaria de la extracción de hidrocarburos, pero también de operaciones de energía geotérmica profunda, almacenamiento subterráneo de CO2 y minería asistida por gravedad.
Los ingenieros también utilizan la técnica para volver a nivelar los edificios mediante lechada de compensación, evitar que las grietas se extiendan alrededor de las presas e incluso mejorar la seguridad en túneles subterráneos profundos. Estas fracturas también ocurren en la naturaleza, como cuando el magma se eleva en la corteza terrestre cerca de los volcanes o en los lechos de los glaciares debido a la liberación repentina del lago de agua de deshielo superficial.
El proceso industrial implica la inyección de fluido a alta presión para crear grietas en formaciones rocosas subterráneas. "Existe una gran incertidumbre en torno al efecto del flujo turbulento cuando se usa un líquido de baja viscosidad como fluido de fractura", dice en un comunicado Brice Lecampion, quien dirige el Laboratorio de Geoenergía (GEL) de EPFL (Escuela Politécnica Federal de Lausana), autor del estudio.
"Queríamos desarrollar un modelo preciso de código abierto que termine esta incertidumbre de una vez por todas". El artículo de Lecampion, que fue coautor con el investigador Haseeb Zia, se publicó en Journal of Fluid Mechanics.
Para inyectar o producir fluidos bajo tierra, los ingenieros perforan un pozo de unos diez centímetros de diámetro y a menudo se extienden de dos a tres kilómetros por debajo de la superficie. Luego, inyectan una mezcla de agua y arena en el pozo en el transcurso de 30 a 45 minutos. Esto crea una fractura en la roca que puede alcanzar hasta 500 metros de largo y 100 metros de altura.
La arena actúa como un apuntalante, un material sólido utilizado para mantener la fractura abierta para que los fluidos puedan fluir entre el pozo y la roca. La mitad del agua inyectada generalmente se recupera, filtra y reinyecta en las fases de bombeo posteriores, mientras que la otra mitad permanece bajo tierra.
Los ingenieros deben poder calcular cómo se propagan estas fracturas para poder determinar con precisión cuánto líquido inyectar y estimar la geometría, o la longitud, de las fracturas resultantes. Una mejor estimación de la propagación también es vital para garantizar la seguridad del proceso, y ayuda a los ingenieros a estimar su costo de energía.
Para la estimulación de pozos de gas de esquisto, el fluido inyectado es 99% de agua. El 1% restante es un aditivo reductor de fricción, un polímero especial que reduce drásticamente el flujo turbulento al detener la formación de remolinos. El aditivo, que se usa ampliamente en la industria, reduce sustancialmente la cantidad de energía requerida para el bombeo a alta presión. Hasta ahora, sin embargo, su efecto sobre la propagación de fracturas no se había cuantificado.
"Descubrimos que el aditivo altera significativamente la propagación de fracturas en condiciones de flujo turbulento", explica Lecampion. "Sin embargo, el efecto solo dura los primeros cinco a seis minutos de inyección y tiene poca relación con la geometría de fractura final".
El modelo desarrollado en EPFL permite a los ingenieros predecir con mayor precisión el tamaño de las fracturas inducidas y, por lo tanto, cuánta agua se puede bombear dentro y fuera de la roca, y a qué velocidad. "Muy pocos modelos de este tipo son de código abierto", agrega Lecampion. "La industria está dominada por empresas privadas que tienden a guardar sus cálculos y evaluaciones para sí mismas".