El CO2 podría hacer al fracking más verde y más efectivo

Los científicos de la Academia China de Ciencias y la Universidad China de Petróleo han demostrado que el CO2 puede producir un fluido para la fracturación hidráulica, fracking, mejor que el agua. Su investigación, publicada el 30 de Mayo en la revista Joule, podría ayudar a allanar el camino para una forma de fracking más ecológica que sería un mecanismo para confinar el CO2

 

 

El fracking, la técnica utilizada en los reservorios no convencionales que consiste en inyectar fluido (generalmente agua mezclada con arena, agentes espumantes, biocidas y otros químicos) en la roca, fracturándola para crear canales en la lutita que permita el flujo de petróleo y gas. De los millones de litros de fluido inyectado, 30% -50% permanece en la formación de roca después de que finaliza la extracción. Su alto consumo de agua, los riesgos ambientales y los frecuentes problemas de producción, han generado inquietudes acerca del fracking entre los expertos de la industria y los defensores del medio ambiente.

“La fractura no acuosa podría ser una solución potencial para evitar estos problemas”

La fractura no acuosa podría ser una solución potencial para evitar estos problemas“, asegura Nannan Sun, investigadora del Instituto de Investigación Avanzada de Shanghai de la Academia de Ciencias de China. “Escogimos el fracturamiento con CO2 de una gama de opciones porque el proceso incluye múltiples beneficios. Sin embargo, todavía faltaba una comprensión fundamental de la tecnología, lo cual es muy importante para su desarrollo y despliegue futuros”.

Los beneficios de la fractura de CO2 incluyen eliminar la necesidad de un suministro de agua abundante (lo que haría viable el fracking en lugares áridos), reducir el riesgo de daños a los reservorios (como suele suceder cuando las soluciones acuosas crean bloqueos en la formación) y proporcionar el confinamiento de CO2 capturado.

Sin embargo, no es probable que el CO2 se use comúnmente como fluido de fracturamiento, a menos que sea más efectivo que el agua en la producción de petróleo y gas. Para investigar las diferencias entre el CO2 y el agua como fluidos de fracturamiento a nivel microscópico, Sun y su equipo recolectaron afloramientos de lutitas de Chongqing, China, y los fracturaron con ambos fluidos. Encontraron que el CO2 superó al agua, creando redes complejas de fracturas con volúmenes estimulados significativamente más altos.

“Demostramos que el CO2 tiene una mayor movilidad que el agua y, por lo tanto, la presión de inyección se puede mantener mejor en la formación”

Demostramos que el CO2 tiene una mayor movilidad que el agua y, por lo tanto, la presión de inyección se puede mantener mejor en la formación“, dice Sun. “Esto cambia el mecanismo por el cual se crean las fracturas, generando redes de fracturas más complejas que resultan en una producción de gas de lutitas más eficiente“.

Si bien los investigadores creen que esta tecnología de fracturamiento hidráulico será escalable, su desarrollo a gran escala actualmente está limitado por la disponibilidad de CO2. El costo del CO2 capturado de las fuentes de emisión sigue siendo prohibitivamente costoso para hacer que sea un reemplazo económico del fluido de fracturamiento estandar.

“El equipo también observó que una vez que el CO2 se ha inyectado en la formación, adquiere una viscosidad baja que le impide transportar arena a las fracturas de manera efectiva”

El equipo también observó que una vez que el CO2 se ha inyectado en la formación, adquiere una viscosidad baja que le impide transportar arena a las fracturas de manera efectiva. Dado que la arena está diseñada para abrir las fracturas mientras se producen el petróleo y el gas de lutita, es fundamental que los científicos aprendan a mejorar la viscosidad del fluido, pero el equipo aún no está seguro de cómo hacerlo manteniendo los costos bajos y minimizando la huella ambiental.

Como próximos pasos, los investigadores planean estudiar los límites de la tecnología de fracturamiento de CO2 para comprender mejor cómo se puede usar. “Se necesitan investigaciones adicionales para identificar los efectos del tipo de reservorios, las propiedades y condiciones geomecánicas, la sensibilidad al CO2 de la formación, etc.”, dice Sun. “Además, se llevará a cabo la cooperación con las industrias para impulsar el despliegue práctico de la tecnología“.