5.5.2: Fracking y Fase de Producción

Una vez concluida la perforación del pozo y el emplazamiento de la entubación, la siguiente fase tiene como objetivo iniciar y potenciar la producción de hidrocarburos del pozo. Esta fase incluye la perforación de la carcasa de producción y la fractura hidráulica de la roca del yacimiento que rodea el lateral. Inicialmente, la carcasa de producción lateral está perforada por cargas espaciadas enviadas en un cable (una “pistola perf”). Las pequeñas explosiones penetran en la carcasa de acero, proporcionando una vía para los fluidos de alta presión posteriores que ayudarán a abrir fracturas en la roca del yacimiento para permitir que los hidrocarburos fluyan hacia la carcasa de producción y hacia el pozo que se produzca en la superficie. La perforación se realiza en segmentos relativamente cortos, al igual que la fracturación hidráulica que sigue; estos se denominan “etapas”. Los laterales pueden superar las 2 millas de longitud, pero no pueden cruzar bajo un contrato de arrendamiento en poder de otra compañía. El lateral más largo hasta la fecha en la Cuenca de los Apalaches se completó en el Esquisto de Utica, que subyace al Marcellus Shale por varios miles de pies, en Ohio por Eclipse Resources y ¡mide 18,544 pies de largo que consta de 124 etapas!

Una vez que todas las etapas están “perfeccionadas”, el pozo debe fracturarse hidráulicamente (“fraccionado” o “fracturado”). El fracking implica empujar fluidos a alta presión hacia el lateral, etapa por etapa. Las formaciones de esquisto profundamente enterradas son densas y casi impermeables al flujo de fluidos y gases. Los hidrocarburos que se encuentran en el esquisto quedan atrapados en pequeños espacios “porosos” que generalmente están aislados entre sí en la matriz rocosa. Estos poros portadores de hidrocarburos deben estar conectados de alguna manera para permitir que los hidrocarburos fluyan al pozo. Aquí es donde entra en juego la fracturación.

En las operaciones de Marcellus Shale el fluido utilizado para la fracturación hidráulica suele ser agua que contiene una variedad de aditivos. El agua es bastante incompresible, por lo que puede ser bombeada desde la superficie mediante bombas de gran volumen a profundidades de miles de pies manteniendo una presión lo suficientemente grande como para abrir fracturas en la roca alrededor del lateral (conectando esos espacios de poro), con el fluido de fracturación hidráulica penetrando en la carcasa donde las perforaciones se hicieron antes. El fluido presurizado contrarresta localmente las grandes presiones ejercidas sobre la roca a profundidad por la sobrecarga y provoca la apertura de fracturas, muy probablemente aquellas juntas preexistentes que están orientadas perpendicularmente al lateral. Sin embargo, una vez que la presión del fluido baje, las fracturas se cerrarán nuevamente debido a la presión de sobrecarga, por lo que las fracturas deben ser “apuntaladas” abiertas de alguna manera para mantenerlas abiertas y permitir que los hidrocarburos fluyan más fácilmente al pozo. Los “apuntalantes”, como la arena de cuarzo de grano fino o la cerámica, se agregan al fluido de fractura hidráulica a medida que se bombea por el pozo y terminan siendo forzados a las fracturas que se forman para actuar como pequeñas cuñas para mantener la fractura abierta a escala microscópica. Los aditivos para fluidos de fracturación hidráulica mencionados anteriormente dan al agua tanto una viscosidad para transportar las partículas de arena al pozo como a la formación minimizando la resistencia de fricción al flujo. Así, los típicos fracs de esquisto de Marcellus se llaman “fracs de agua resbaladiza”. De hecho, uno puede ver la naturaleza de los aditivos utilizados en pozos individuales visitando “Fracfocus.com”. Hasta hace poco, este sitio era favorecido como repositorio de datos. Tenga en cuenta que el DEP de Pensilvania actualmente está desarrollando su propio sitio y requisitos (mediados de 2016), en parte debido a la dificultad de las búsquedas de datos y los informes incompletos sobre la plataforma FracFocus soportada por la industria.

Existen importantes consideraciones de seguridad durante un trabajo de fracturación hidráulica debido a las altas presiones que se aplican. El volumen de agua requerida para el fracking también es significativo, con un promedio de alrededor de 4.5 millones de galones utilizados por pozo hasta 2014 para los pozos de Marcellus Shale. La fracturación hidráulica inicialmente requirió agua de baja salinidad porque los aditivos químicos no funcionarían de manera efectiva con salinidades superiores a aproximadamente 20,000 ppm (2%). Por lo que la mayor parte del agua era agua dulce bombeada de arroyos y ríos. La industria desarrolló grandes embalses para almacenar esta agua estratégicamente para trabajos de fracturación en áreas de perforación rápida de pozos. Sin embargo, en los últimos años, los aditivos se han modificado para permitir el uso de agua de mayor salinidad, lo que significa que las aguas residuales se pueden mezclar con agua dulce, lo que lleva a una menor extracción de agua dulce. Aún deben almacenarse enormes volúmenes de agua en el lugar. Además, después del fracking hay un periodo de “flujo de retorno” durante el cual el exceso de agua regresa a la superficie. Curiosamente, para los pozos de Marcellus Shale, solo alrededor del 15 al 30% del volumen de agua que se bombea por el pozo regresa a la superficie. Parece que el esquisto “embebe” el agua. Además, el agua que regresa a la superficie es mucho más salina que la utilizada en el fracking. El flujo de retorno puede ocurrir durante un período de un año después de la finalización de un pozo y el retorno del agua en etapa tardía puede tener una salinidad tan grande como 10 veces mayor que la del agua de mar. El agua de retorno puede contener sustancias tóxicas, incluyendo radio (un elemento radiactivo) y diversos metales traza, por lo que el tratamiento y la eliminación adecuada son consideraciones importantes. Este aspecto del manejo del agua se detalla en un “módulo” anterior de este curso. Durante la fase de retorno, cualquier gas natural que llega a la superficie es típicamente “acampanado” a la atmósfera (el metano se quema para evitar acumulaciones peligrosas). Estas bengalas se pueden ver de noche.

Una vez que se complete el fracking, los pozos se pueden poner en línea, siempre que haya acceso a tuberías (ver “módulo” anterior en tuberías) y se construyan líneas de recolección en el sitio del pozo. La presión se controla en la boca del pozo para que el gas pueda fluir hacia las líneas. También hay un separador de agua, y cualquier agua producida con el gas se sifona y se mantiene en un tanque en la almohadilla restaurada. Estos tanques deben ser vaciados periódicamente por camión. El gas producido por cada pozo es monitoreado por medidor para determinar las regalías a pagar a los arrendatarios. Efectivamente, un área de una milla cuadrada (640 acres) puede ser drenada por seis pozos en una plataforma en un diseño de horca. Esto es mucho mejor que la producción de pozos convencionales (solo vertical) para la cual habría una plataforma y pozo por cada parcela de 16 a 32 acres con mucho más impacto superficial para infraestructura.