Desbloqueando reservas de petróleo ocultas: Cómo la nano-ciencia impulsa un nuevo auge

El año pasado el mundo consumió casi 97 millones de barriles de petróleo por día. Sin embargo, una porción significativa de esa reserva permanece atrapada en los mismos pozos —hasta 60% del petróleo de un yacimiento puede quedar bloqueado en capilares de solo decenas a cientos de nanómetros de ancho (para contexto, el ADN mide 2,5 nm). La naturaleza porosa de arenisca y esquisto permite que el petróleo se filtre en estos poros minúsculos, pero extraerlo ha sido un desafío técnico —hasta ahora.

Nuestro equipo de tecnología industrial y ciencia en Río de Janeiro publicó un estudio pivotal en Scientific Reports titulado "Adsorption Energy as a Metric for Wettability at the Nanoscale." La investigación demuestra que las moléculas de petróleo se comportan de formas inesperadas cuando se confinan a una superficie sólida a nanoescala, alterando fundamentalmente los cálculos de energía usados para impulsar la extracción.

Simulando y midiendo la rareza de mojabilidad

A escala attolitro (10^-18 L), una gota ya no aparece esférica o en forma de gota. En su lugar, nuestros experimentos revelaron que la gota de petróleo se aplana contra el sólido, creando un área de contacto mucho mayor que la asumida previamente. Esta superficie de mojado aumentada demanda mayor energía para extracción —un factor que modelos macroscópicos tradicionales pasan por alto.

Reconocer este cambio de forma a nanoescala nos permitió desarrollar simulaciones de flujo de petróleo más precisas, prediciendo cómo el petróleo atrapado puede movilizarse desde yacimientos.

Aunque IBM no es una compañía de petróleo y gas, aprovechamos datos públicos de caracterización de roca (ej. Red de Física de Rocas de ETH Zurich) para construir un modelo realista de yacimiento a nanoescala. Este marco integra el comportamiento de mojado recién descubierto en simulaciones de flujo —un enfoque previamente inalcanzable.

Presentamos este modelo a socios de petróleo y gas, ilustrando cómo la dinámica de flujo a nanoescala puede informar nuevas estrategias de extracción. Aunque la simulación no garantiza recuperación total, sugiere que materiales y técnicas adaptados podrían desbloquear un 1% adicional de petróleo atrapado. En Brasil —donde se producen 2,4 millones de barriles diarios— un impulso del 1% se traduce a 24,000 barriles extra por día, o aproximadamente 8,8 millones de barriles anuales.

De simulaciones de flujo a chips de filtrado de petróleo

Nuestro avance en mojabilidad es un paso crítico hacia superar la tasa de recuperación promedio de la industria del 40%. El siguiente hito involucra estudiar flujo de petróleo dentro de nano-capilares. Para ello, hemos diseñado una plataforma de chip integrado que permite validación experimental y calibración de modelos de flujo a nanoescala. Detalles se presentaron en la Expo & Conferencia Rio Oil & Gas 2016 en el artículo "Multiscale Science Enables High‑Accuracy Simulations Of Enhanced Oil Recovery."

El flujo de trabajo comienza con un mapa físico de una red capilar obtenido via microscopía electrónica de barrido o tomografía computarizada de rayos X. Estos datos alimentan una simulación de flujo calibrada experimentalmente que determina la presión requerida para impulsar agua —potencialmente aumentada con químicos a medida— para desplazar petróleo de la roca. Nuestra tecnología patentada, "Method and Integrated Device for Analyzing Liquid Flow and Liquid‑Solid Interface Interaction," sustenta este enfoque.

Los modelos actuales de la industria dependen de representaciones físicas incompletas, limitando predicciones de recuperación. Incorporando dinámica a nanoescala, podemos refinar estos modelos, potencialmente añadiendo otro 1% de rendimiento. Combinado con herramientas de simulación avanzadas y materiales funcionales, esto podría acercarnos a recuperar el 59% restante de petróleo atrapado.

Conozca más sobre nuestro trabajo en el nuevo NanoLab en Río: https://www.ibm.com/research/labs/rio-nanolab.