TECNOLOGÍA

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Pozos de petróleo más productivos

Estudios indican que nanopartículas de sílice pueden expandir el volumen del crudo y del gas que se extraen de los yacimientos

YURI VASCONCELOS | ED. 240 | FEBRERO 2016

 

Antes de probar en los campos petrolíferos las soluciones para extraer más petróleo de las rocas, se necesita realizar una simulación por computadora

Antes de probar en los campos petrolíferos las soluciones para extraer más petróleo de las rocas, se necesita realizar una simulación por computadora

El objetivo de los estudios del físico Caetano Miranda, docente del Departamento de Física de Materiales y Mecánica del Instituto de Física de la Universidad de São Paulo (IF-USP), consiste en emplear la nanociencia para incrementar la productividad de los pozos de petróleo, en la extracción de los yacimientos submarinos y continentales del crudo que no puede sacarse a través de los métodos tradicionales. La idea central del investigador, que recurre a modelos computacionales para simular el interior de los pozos de petróleo a escala micro y nanométrica, se basa en el uso de nanopartículas de óxidos, tales como el sílice, impregnadas con surfactantes ‒sustancias utilizadas por las empresas petroleras para la prospección de las reservas‒ para extraer el petróleo adherido a las rocas que forman los yacimientos. En la actualidad, tan sólo se extrae el 35% del crudo contenido en los pozos, en promedio. Con esta nueva técnica, la meta es duplicar ese porcentaje.

Para entender la tarea que cumplirían las nanopartículas de sílice en la explotación petrolífera, se hace necesario comprender que, tanto el petróleo como el gas no se encuentran almacenados en cavidades o en grandes cavernas subacuáticas o subterráneas. Uno y otro, se acumulan en los espacios vacíos de rocas sedimentarias porosas, del mismo modo que el agua en una esponja embebida. Cuando se perfora un pozo, parte del petróleo fluye naturalmente, a causa de la diferencia de presión, que es más alta en el yacimiento y menor en la superficie. “En esa recuperación primaria, se extrae aproximadamente entre el 5% y el 15% del total de hidrocarburos almacenados en el depósito. Estos porcentajes varían de acuerdo con ciertos factores, entre los cuales se pueden mencionar el tipo de roca que forma el reservorio y las características del petróleo, su viscosidad, por ejemplo”, explica Miranda.

Cuando el pozo comienza a menguar en su producción, las petroleras le insuflan agua, anhídrido carbónico (CO2) y nitrógeno para desalojar el petróleo aún existente en el yacimiento. Dichos fluidos se introducen en los pozos a una cierta distancia del sitio de producción, y su acción es puramente mecánica: empujan al petróleo en dirección a la columna de perforación. Mediante este proceso de recuperación secundaria del crudo, se llega a un promedio del 35% del volumen extraído en la mayoría de los pozos del planeta.

A partir de este punto, si los estudios de las petroleras comprueban que es factible económicamente, se sigue explotando el yacimiento, inyectando surfactantes en el pozo para extraer el crudo residual. “El surfactante es un producto similar al jabón, que altera las interfaces entre el petróleo, la roca y el agua salada, los tres componentes del sistema. Este producto disminuye las tensiones interfaciales de estos componentes en los yacimientos, modificando así la viscosidad del petróleo y logrando que fluya con mayor facilidad”, explica Miranda. Sin embargo, esta sustancia plantea dos problemas. El primero es su elevado costo. La petrolera necesita utilizar grandes volúmenes de surfactante, algo que implica una compleja logística de transporte, porque la mayoría de los pozos están ubicados en lugares remotos. El segundo inconveniente reside en que los surfactantes son intolerantes a una alta salinidad y a las temperaturas elevadas. En tales condiciones precipitan, depositándose en la superficie de las rocas. Cuando esto sucede, no alteran la viscosidad del petróleo residual, una condición esencial para su recuperación.

Las investigaciones con modelado computacional efectuadas por Miranda se basan, justamente, en la elección del material más apropiado para cumplir el rol del surfactante. El investigador estudia nanopartículas capaces de ayudar en la extracción del petróleo y el gas retenidos en nanoporos y microporos de las rocas y, simultáneamente, intenta comprender el comportamiento de esas nanoestructuras. “No sabemos lo que ocurre con el petróleo o con el gas natural cuando éstos se encuentran confinados en los nanoporos. Ni tan siquiera conocemos cuál es el porcentaje de crudo y gas atrapado en ellos”, dice Miranda.

Petroleo Edición 240Según el profesor de la USP, el empleo de la nanociencia en la industria del petróleo surgió en 2008,  a partir de un requerimiento de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE, según su sigla en inglés) y se ensambla con un campo interdisciplinario más amplio, la nanogeociencia. En ella se estudian los fenómenos que ocurren a nanoescala con los materiales geológicos, y se intenta arribar a una comprensión acerca de los efectos de los sistemas nanoestructurados o nanoconfinados a escalas mayores. Según el investigador, en 2008 ya se utilizaban comercialmente nanopartículas de sílice en otras áreas, tales como la biomedicina y la catálisis, en la síntesis de nuevos materiales. “El punto en cuestión era saber cómo se comportarían esas nanoestructuras en las condiciones extremas de los yacimientos, donde la temperatura llega a 400 ºC y la presión supera las 200 atmósferas (atm). Necesitábamos saber si serían capaces de alterar la interacción entre el petróleo, la roca y la salmuera”, explica. “Nuestros estudios indicaron que las nanopartículas de sílice, eventualmente, podrían utilizarse para la extracción de petróleo”.

En este trabajo también se afrontó el desafío de obtener nanopartículas de sílice funcionales junto a un surfactante, con el objetivo de potenciar su acción. “A partir de simulaciones moleculares, nos propusimos descubrir cuál sería el mejor producto para agregarle a la nanoestructura, ya que existen muchos en el mercado. La nanopartícula de sílice altera por sí sola la interfaz entre el petróleo, la roca y la salmuera, pero con el agregado de un surfactante, su efecto resulta más eficaz”, dice Miranda. “Pretendemos entender por qué altera la mojabilidad del petróleo”. La mojabilidad es la capacidad que posee un líquido de mantener contacto con una superficie sólida cuando ambos están juntos. “Recurrimos a la simulación en computadora a causa del costo-beneficio. La realización de ensayos con los surfactantes en los yacimientos sería costosa y demasiado lenta”. En el caso de que funcione con las nanopartículas de sílice, la cantidad y el costo del surfactante serían bastante menores en comparación con el volumen necesario si se lo utiliza solo.

Otra vertiente de la investigación consiste en el estudio de nanoestructuras que puedan emplearse para “iluminar” los campos petrolíferos, para extraer más información de los yacimientos: por ejemplo, particularidades de la porosidad de las rocas, los fluidos presentes en ellas, la composición química y las condiciones de temperatura y presión del ambiente. Estos datos resultan esenciales para la toma de decisiones del equipo de ingeniería de la producción. El uso de nanopartículas, según Miranda, podría perfeccionar la respuesta de la resonancia magnética que se efectúa durante la perforación, una técnica que se emplea para mapear los depósitos. Para lograrlo, se inyectarían las nanopartículas en el pozo junto con el agua, y así servirían como agentes de contraste. “En conjunto, nuestros estudios promueven una mejor comprensión, a escala molecular, de los mecanismos y fenómenos que ocurren en los pozos de petróleo. Nuestra intención es contar con una visión atomística del proceso y verificar las consecuencias a escalas mayores”, afirma.

Códigos computacionales
En los últimos ocho años, se elaboraron tres tesis doctorales, cuatro tesinas de maestría y más de una decena de artículos en la esfera de las investigaciones de Caetano Miranda. Su trabajo está vinculado con un proyecto de cuatro años de extensión financiado por la FAPESP y que cuenta con la coordinación del físico Alex Antonelli, del Instituto de Física Gleb Wataghin de la Universidad de Campinas (Unicamp). “Nuestro proyecto tiene como meta el estudio de una vasta cantidad de propiedades de la materia condensada, valiéndonos del modelado computacional”, dice Antonelli. “En principio, podemos simular en la computadora ‒que funciona en este caso como un laboratorio virtual‒ los procesos conocidos y, posiblemente, mejorarlos de una forma más barata, sin tener que testear una nueva idea en la práctica”.

Petroleo Nanoporo Edición 240Con el apoyo de las petroleras
Más allá de la ayuda de la FAPESP, Miranda también cuenta con el patrocinio económico de Petrobras. Sus investigaciones se insertan en el marco del programa de Redes Temáticas de la empresa estatal, instituido en 2006 y ejecutado en colaboración con científicos de universidades e instituciones nacionales de investigación científica. “El trabajo del profesor Miranda forma parte de la Red Temática Recuperación Avanzada de Petróleo”, afirma la ingeniera de petróleo Lua Selene Almeida, del Centro de Investigaciones de Petrobras (Cenpes). “Se trata de un estudio de punta, muy avanzado, que nos está ayudando a modelar los fenómenos físicos que se producen en el interior de los pozos petrolíferos a una escala muy distinta a aquélla que estudiamos en nuestros laboratorios”, dice la investigadora.

Otra fuente de financiación de los estudios proviene del Advanced Energy Consortium (AEC), un consorcio internacional de empresas del sector del petróleo, entre las cuales figuran la angloholandesa Shell, la inglesa British Petroleum (BP), la noruega Statoil, la española Repsol, la francesa Total y Petrobras, enfocado en la financiación de nanociencia aplicada a la industria del petróleo. El proyecto patrocinado por el AEC contó con la participación de investigadores de la Universidad de Austin, en Texas, un importante centro de estudios del sector del petróleo y gas. “Mientras nuestro grupo realizaba las simulaciones en computadora, ellos se encargaban de la parte experimental”, dice Miranda, al tiempo que destaca que los test de laboratorio y los ensayos experimentales, etapas que preceden a los experimentos con las nanopartículas de sílice en los campos de petróleo, también se realizarán dentro de poco en el IF-USP.

“Las simulaciones por computadora son muy baratas y presentan menos riesgos que los experimentos de laboratorio”, dice la química Flávia Cassiola, investigadora brasileña de la división Producción y Explotación de Shell Internacional, en Houston, Estados Unidos. “La industria del petróleo concentra su interés en el perfeccionamiento de los métodos, mediante la inclusión de otras características de los yacimientos para la simulación. La empresa cuenta con varios grupos dedicados a la simulación computacional en sus centros de tecnología e innovación, y el profesor Miranda es nuestro referente en el tema. Su trabajo nos ha ayudado en el desarrollo y el perfeccionamiento de métodos avanzados de recuperación de petróleo y gas natural”, dice Cassiola.

Proyecto
Modelado computacional de la materia condensada: un abordaje en múltiples escalas (nº 2010/16970-0); Modalidad Proyecto Temático; Investigador responsable Alex Antonelli (IFGW-Unicamp); Inversión R$ 356.196 y US$ 225.400


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