Análisis de principales factores que promueven el hidrofracturamiento en rocas duras a través de simulaciones en un medio homogéneo

Abstract

El presente trabajo muestra la implementación del simulador PyFrac de código abierto desarrollado por Pierce & Detournay (2008) con el objetivo de modelar, simular y analizar las principales variables que promueven el hidrofracturamiento en rocas duras a través de un medio homogéneo. Para ello, se ha utilizado datos de ensayos de roca presentes en la minería a gran profundidad en Chile, específicamente datos provenientes de la División El Teniente (DET) de CODELCO, donde el uso de hidrofracturamiento ha aumentado en los últimos años. Esta técnica es utilizada en proyectos de panel/block caving para disminuir el riesgo sísmico al reducir la magnitud de los eventos sísmicos esperados por el proceso de caving. La metodología utilizada consiste en simular una fractura bajo distintas configuraciones de los parámetros de roca, fluido y esfuerzos presentes en el simulador a través de análisis de sensibilidad de estos parámetros, y con ello, identificar los parámetros que tengan mayor relevancia en la propagación del fluido y fractura de la roca. Posteriormente, se procede a vincular datos de ensayos de hidrofracturamiento realizados en la DET con datos simulados para obtener un valor del módulo de tenacidad que logre validar los datos simulados con los datos obtenidos en terreno. Los principales resultados del trabajo muestran que el parámetro más importante de la roca corresponde al módulo de tenacidad, debido a que otorga la geometría de la propagación fluido a través de la razón de tenacidad de los ejes de propagación, y al realizar el análisis de sensibilidad, se obtiene mayor variabilidad en los resultados de propagación de fluido y ancho de fractura (40% y 20% en promedio). Un segundo parámetro es el módulo de elasticidad, que muestra mayor variabilidad que el módulo de Poisson en los resultados obtenidos. En cuanto a la relación de esfuerzos (σ) y la presión de poros (Pp), es importante recordar que en este estudio Δ𝜎�/Δ𝑃�𝑝� =1, por lo que no se observan desviaciones en el efecto de la presión de poros en el sistema modelado. Respecto a la simulación de los datos obtenidos en terreno, se observa que, para lograr validar los datos simulados con los datos obtenidos en terreno, es necesario que la roca presente una tenacidad del orden de 9.5-10.5 [MPa m1/2], valor 10 veces mayor a los valores presentes en ejemplos realizados por autores como Zia & Lecampion (2020), por lo cual, al tener valores similares en los parámetros de roca, el valor obtenido de la tenacidad no es consistente con el valor original. Finalmente, es necesario destacar que el simulador PyFrac asume una propagación del fluido en direcciones perpendiculares entre sí, en un medio homogéneo, lo cual contrasta con la realidad ya que en general el macizo puede ser heterogéneo y el fluido se puede propagar en función de fracturas preexistentes, las cuales no necesariamente son ortogonales a la fuente de inyección de fluido. Sin embargo, el simulador puede ser un primer acercamiento a proyecciones de los resultados esperados para la propagación del fluido y presión de ruptura en función del caudal de inyección y tiempo de bombeo.