El próximo brote del gran petróleo está en la nanoescala

El año pasado, el mundo consumió casi 97 millones de barriles de petróleo por día. ¿Y si te dijera que todavía quedan muchos barriles más en esos mismos pozos? En el interior de la roca, el 60 por ciento o más del petróleo de un depósito permanece atrapado en capilares que a veces tienen solo decenas a cientos de nanómetros de ancho (a modo de comparación:el ADN tiene 2,5 nanómetros de ancho). Debido a la naturaleza porosa de la piedra arenisca y el esquisto, el petróleo puede asentarse en la roca sedimentaria. Pero entender realmente cómo sacar el aceite de estos capilares ha sido imposible, hasta ahora.

Mi equipo de ciencia y tecnología industrial con sede en Río de Janeiro publicó un estudio en Scientific Reports , Energía de adsorción como métrica de humectabilidad a nanoescala, explicando cómo las propiedades de las moléculas de aceite líquido se comportan de formas completamente diferentes e inesperadas cuando entran en contacto con un sólido, a nanoescala. Todo lo que la industria sabe sobre cómo extraer petróleo, como calcular la energía necesaria para la extracción, resulta ser diferente a nanoescala.

Simular y medir la rareza de la humectabilidad

En attolitros (10 ^-18 ), una gota de líquido deja de tener el aspecto que imaginamos:formas esféricas o de lágrima. En cambio, nuestra investigación encontró que, en última instancia, la gota de aceite a nanoescala se parecía mucho más a una película plana contra una superficie sólida. Esta área de superficie aumentada resultó representar mucho más "humectación" de lo que se había tenido en cuenta en las mediciones macroscópicas típicas. Y no solo hubo más cobertura de superficie en estas nanogotas planas de lo que se pensaba anteriormente, las herramientas y técnicas de simulación estándar no tomaron en cuenta el aumento de energía requerido para extraer estas moléculas de aceite.

Figura 3 Energía de adsorción de gotitas:subestimada a nanoescala. (a) Comparación de la superficie real con un casquete esférico idealizado que se ajusta a los mismos datos. (b) Diferencia entre la energía de adsorción para la superficie real y la aproximación del casquete esférico. Las diferencias negativas indican que el casquete esférico ajustado subestima la energía de adsorción, al igual que subestima el área de contacto. Para volúmenes superiores a 106 nm3, un ajuste de casquete esférico proporciona una estimación robusta de la energía de adsorción α. ( Notas: Acrónimos de la Figura 3b:AFM-Medición de microscopio de fuerza atómica, AAMD-Simulación de dinámica molecular de todos los átomos, Simulación de dinámica molecular de grano del curso CGMD. Imagen reimpresa de Scientific Reports ' “Energía de adsorción como métrica de humectabilidad a nanoescala”)

Descubrir el cambio de forma a nano-nivel nos llevó a desarrollar simulaciones de flujo de petróleo que podrían predecir mejor la extracción de petróleo de un yacimiento.

IBM, sin embargo, no es una empresa de petróleo y gas. No tenemos todos los datos sobre los materiales, tapones centrales y reservorios específicos que una compañía petrolera consideraría sus datos centrales. Entonces, para construir una representación computacional de un reservorio a nanoescala (video, a continuación), tomamos datos de caracterización de rocas de repositorios públicos, como Rock Physics Network de ETH Zurich. Luego, basándonos en la "plantilla de reservorio" hecha a partir de los datos geométricos, ahora podemos implementar la ciencia de flujo y humectación a nanoescala que no se había hecho antes.

Luego mostramos esta nueva plantilla a las compañías de petróleo y gas para demostrar cómo nuestra simulación de nano-flujo toma en consideración las propiedades del petróleo atrapado en los capilares de sus pozos. Y aunque la simulación no sugiere cómo extraer todo el petróleo atrapado, sí ofrece diferentes técnicas y materiales para explorar que podrían ayudar a extraer aproximadamente un 1 por ciento más. En Brasil, que bombea 2,4 millones de barriles de petróleo todos los días, ese aumento del 1 por ciento en la producción agregaría 24.000 barriles más al total diario, y 8,8 millones de barriles más cada año.

Desde simulaciones de flujo hasta chips de filtrado de aceite

Nuestro descubrimiento de la mojabilidad es un paso importante para ayudar a las compañías de petróleo y gas a recuperar más del promedio de la industria del 40 por ciento del petróleo atrapado en sus reservorios. El siguiente paso es estudiar el flujo de aceite en los nanocapilares. Con ese fin, hemos desarrollado una plataforma de chips integrada que nos permite validar y calibrar experimentalmente el flujo a nanoescala para construir mejores simulaciones de flujo (lea nuestro artículo presentado en la Rio Oil &Gas Expo &Conference 2016:Multiscale Science Enables High-Accuracy Simulations Of Recuperación de petróleo mejorada).

Para hacer esto, necesitamos escalar:primero, necesitamos una medición física de una red capilar de un microscopio electrónico de barrido o una tomografía computarizada de rayos X. Luego, con los datos de la red de poros, utilizamos una simulación de flujo calibrada experimentalmente para determinar cuánta presión es necesaria para bombear agua, incluidos productos químicos personalizados diseñados específicamente para separar el petróleo de la roca, a través de la red de poros a nanoescala y, finalmente, expulsar el petróleo. (para el cual tenemos una patente:Método y dispositivo integrado para analizar el flujo de líquido y la interacción de la interfaz líquido-sólido).

Hoy en día, la industria se basa en modelos físicos incompletos para predecir la recuperación de petróleo en sus pozos. Y podría mejorar significativamente su retorno de la inversión con predicciones de recuperación de petróleo de mayor precisión. Nuestra investigación ofrece una forma de mejorar los modelos de predicción para tener en cuenta mejor el petróleo confinado en la nanoescala, que es de particular importancia en los yacimientos no convencionales. Tener en cuenta la nanoescala, ahora, podría significar otro rendimiento del 1 por ciento en la recuperación de petróleo. Y eventualmente, con una mejor tecnología de simulación y materiales funcionales, quizás podamos acercarnos a recuperar el 59 por ciento restante también.

Lea más sobre el trabajo que estamos haciendo en nuestro nuevo laboratorio NanoLab en Río, aquí.