Cuando se trata de tapar fugas, algunas incrustaciones podrían ser buenas

Los ingenieros que se han centrado en perforar y fracturar rocas ahora están buscando formas de hacerlas crecer para detener las fugas.

No hay escasez de opciones, y ninguna de ellas amenaza el futuro de los exprimidores de cemento.

Sin embargo, dos artículos recientes ofrecen un vistazo a la creciente gama de nuevas opciones inspiradas en problemas difíciles que van desde tapar fugas de metano esquivas hasta el almacenamiento de carbono a largo plazo.

Un artículo analiza la curación de grietas a escala micrométrica que permiten fugas de gas a través del espacio anular mediante la inyección de una mezcla de bacterias y productos químicos en esos espacios, donde crean un sello de carbonato de calcio.

El otro enfoque tiene como objetivo llenar grandes aberturas con métodos que van desde la construcción de muros de barrera subterráneos largos hasta el taponamiento de fallas. La idea es bombear dos corrientes de productos químicos que se encuentran en el lugar de la fuga y construir una barrera impermeable de baritina.

Después de la presentación en la Conferencia de Simulación de Reservorios de la SPE en marzo sobre la construcción de barreras de barita, un ingeniero de la audiencia comenzó su pregunta elogiando al autor del artículo, Rami Younis, profesor asociado de la Universidad de Tulsa, por probar algunas "ideas locas". "

Eso sería una "locura" como asumir los abrumadores desafíos de entregar flujos de productos químicos para construir una barrera subterránea, y cómo convencer a los ingenieros que luchan contra las incrustaciones para ganarse la vida para mantener los pozos fluyendo e introducir incrustaciones en el depósito.

La respuesta corta de Younis fue que la barita puede crear una barrera duradera utilizando ingredientes fácilmente disponibles que se pueden entregar en lugares remotos. Una tabla en el documento destaca cómo otras opciones disponibles fallan en uno o ambos de esos aspectos. Algunos no son fuertes ni duraderos, como los geles y las nanoespumas. Otros son difíciles de entregar, como el bombeo de cemento o calcita.

Además, con el tiempo, el cemento puede volverse quebradizo y romperse, mientras que la calcita puede ser atacada por ácidos fuertes, según el diario.

El principal argumento a favor de la segunda alternativa, inventada por una empresa llamada BioSqueeze, es el acceso. El agua rica en bacterias y químicos puede entrar en lugares tan pequeños como una micra, mientras que la mayoría de las alternativas requieren aberturas más de 100 veces más grandes. La compañía dijo que el resultado es siete veces más fuerte que el original.

"Usamos bacterias naturales del suelo, que no son patógenos" que forman rocas similares a la piedra caliza, dijo Randy Hiebert, cofundador y vicepresidente de investigación y desarrollo de BioSqueeze.

La desventaja es que las bacterias que actúan como catalizadores no pueden sobrevivir a temperaturas superiores a 170 °F.

Ambas innovaciones han sido recibidas con escepticismo.

Si bien la tecnología se desarrolló con fondos del Departamento de Energía de EE. UU. y la compañía ha estado realizando trabajos comerciales durante 4 años, Hiebert aún debe convencer a los ingenieros petroleros de que las bacterias pueden cristalizar rápidamente la mezcla patentada de productos químicos de la compañía para tapar fugas.

Pero algunos problemas persistentes obligan a los clientes a probar algo nuevo. Hiebert recordó un trabajo exitoso para una gran compañía petrolera anónima que había gastado millones en soluciones fallidas. La empresa finalmente llamó a BioSqueeze, que ocupó el puesto 17 en la lista de posibles proveedores de soluciones.

Younis ha estado tratando de recopilar suficiente evidencia del trabajo de laboratorio y simulaciones por computadora para convencer a los funcionarios federales de que es digno de una subvención de investigación de los fondos asignados para la investigación de captura y almacenamiento de carbono.

Esos son solo dos ejemplos de investigación y nuevas empresas que trabajan a nivel internacional en ideas tan novedosas. El sector ha recibido una sacudida de apoyo de los programas gubernamentales para limitar las emisiones de metano, una de las principales causas del calentamiento global, y la captura y almacenamiento de carbono, lo que requiere la creación de un almacenamiento subterráneo que esencialmente dure para siempre.

Algunos están buscando aditivos para poner en el cemento de yacimientos petrolíferos que reaccionen a la salmuera que entra por una rotura. El fluido provoca la cristalización que llena el espacio. Aquellos que buscan formas de hacer esto van desde Shell hasta un grupo de arqueólogos del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT).

Los investigadores del MIT utilizaron los últimos dispositivos de análisis químico para diseccionar la composición química del cemento recolectado en un sitio arqueológico romano, tratando de descubrir cómo las estructuras de hormigón y las carreteras construidas hace 2000 años siguen en pie, según un estudio publicado en AAAS Science Advances.

Cuando hicieron un análisis microscópico del material, quedaron desconcertados por pequeños trozos blancos, llamados clastos de cal. No tenían ningún propósito obvio, y los investigadores no podían aceptar que los cuidadosos fabricantes de cemento romanos hubieran hecho cemento con esas impurezas. Su análisis químico apoyó la teoría de que esos pedazos de calcio reactivo entraron en contacto con el agua que se filtraba y formaron carbonato de calcio que permitió que el cemento se curara solo.

Para probar su teoría, hicieron un lote de cemento usando una receta que aseguraba que los clastos de cal estarían en el producto final. Cuando se probó, el resultado reflejó las grietas llenas de calcita que se encuentran en el hormigón romano.

Una señal del creciente interés en el cemento de vida ultralarga se encuentra en una nota al final del artículo científico que describe las patentes del MIT que cubren los usos potenciales de este descubrimiento.

Tratamiento de ocho galones

El artículo de BioSqeeze describió un trabajo en Ohio, donde fue llamado para detener una fuga de gas persistente. Los reguladores estatales no iban a certificar que el pozo había sido desmantelado correctamente hasta que taparan el gas que fluía a través de pequeñas grietas en el espacio anular.

El propietario del pozo contrató a la empresa porque ofrecía un tratamiento que podía inyectarse en la barrera de cemento en la superficie. Otros métodos requerirían taladrar los tapones.

En comparación con la escala de la mayoría de los trabajos en campos petroleros, los volúmenes inyectados para la "biomineralización" suenan diminutos.

El primer día en el sitio del pozo de Ohio, inyectaron 8 galones de la mezcla de fluido patentada de la compañía durante 13 minutos; la tasa de inyección por minuto disminuyó significativamente.

Más tarde ese día, se necesitaron 16 minutos para inyectar tanto fluido y luego, 22 minutos para inyectar 7 galones, lo que sugiere que la roca en crecimiento estaba llenando las aberturas.

Durante las siguientes 36 horas, los tiempos de inyección aumentaron a medida que disminuían los volúmenes de fluido inyectados. El día 2, pudieron inyectar solo 4.6 galones después de casi 2 horas de bombeo.

Se detuvieron porque la tasa de inyección había caído de un pico de 0,56 gal/min a 0,01 gal/min. Además, la caída de presión después del bombeo se había reducido, del 78 % al principio al 14 % al final.

Lo que es más importante, después de que se trató el pozo de Ohio, la presión anular se redujo a cero y los reguladores aceptaron que se había taponado y abandonado correctamente, según el periódico.

Golpear un objetivo

El desafío es demostrar que múltiples pozos de inyección pueden entregar las corrientes químicas necesarias para entregar los ingredientes para garantizar que "se forme un sello hidrodinámico en el lugar de la fuga", dijo Younis durante su presentación.

Hasta ahora, el trabajo ha consistido principalmente en pruebas de laboratorio y simulaciones por computadora. Las simulaciones utilizaron grupos de pozos de inyección en patrones que hacen eco de los patrones utilizados para la inyección de agua.

Al igual que la inyección de agua, los fluidos utilizados son económicos y abundantes. Pero la larga experiencia con la inyección de agua para una mayor producción de petróleo muestra que es difícil entregar flujos de fluidos de manera predecible a un objetivo del subsuelo.

El esfuerzo comenzó con pruebas de laboratorio. Jun Lu, profesor asociado de ingeniería petrolera en la Universidad de Tulsa, inyectó las dos corrientes de ingredientes a través de tubos separados en un núcleo de arenisca.

Se requirieron puntos de inyección separados para "evitar la deposición rápida de incrustaciones que de otro modo ocurriría dentro de la tubería", dijo el documento.

Después de inyectar 200 volúmenes de poro de los componentes de la salmuera, iones de sulfato y de bario, Younis dijo: "Los escaneos de rayos X de los núcleos mostraron que se había desarrollado una pared delgada de escamas de barita entre las dos mitades".

El documento también informó los resultados de dos simulaciones en un modelo de transporte "hidrológico-mecánico-químico acoplado".

En uno, crearon una cortina de barita larga y delgada, que podría usarse para tapar una fuga en un sitio de almacenamiento de gas. En el segundo, inyectaron un gran volumen dirigido a un área más pequeña que representaba una falla.

En ambos casos, la prueba terminó con un aumento de la presión dentro del espacio simulado, lo que indica que habían tenido éxito, como una llanta que retiene el aire después de reparar un agujero.

Con base en esos resultados, Younis espera ganar el dinero de la subvención necesaria para llevar esta idea a la prueba de campo.

PARA LEER MÁS

SPE 213099 Biomineralización: la inyección superficial elimina la presión Bradenhead por Randy Hiebert y John Griffin, BioSqueeze.

SPE 212221 Un estudio numérico de precipitación inorgánica selectiva en fracturas para geoingeniería de sitios de almacenamiento subterráneo resistentes y seguros por Shijun Fan, Rami M. Younis y Jun Lu, Universidad de Tulsa.

Mezclado en Caliente: Perspectivas Mecanicistas sobre la Durabilidad del Concreto Romano Antiguo por LM Seymour y J. Maragh, MIT; y P. Sabatini, DMAT SRL, et al. Asociación Estadounidense para el Avance de la Ciencia, Science Advances, enero de 2023.