{"id":223588,"date":"2016-09-06T14:23:00","date_gmt":"2016-09-06T17:23:00","guid":{"rendered":"http:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/?p=223588"},"modified":"2016-09-09T12:37:08","modified_gmt":"2016-09-09T15:37:08","slug":"pozos-de-petroleo-mas-productivos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/pozos-de-petroleo-mas-productivos\/","title":{"rendered":"Pozos de petr\u00f3leo m\u00e1s productivos"},"content":{"rendered":"
\"Antes

Petrobras<\/span>Antes de probar en los campos petrol\u00edferos las soluciones para extraer m\u00e1s petr\u00f3leo de las rocas, se necesita realizar una simulaci\u00f3n por computadoraPetrobras<\/span><\/p><\/div>\n

El objetivo de los estudios del f\u00edsico Caetano Miranda, docente del Departamento de F\u00edsica de Materiales y Mec\u00e1nica del Instituto de F\u00edsica de la Universidad de S\u00e3o Paulo (IF-USP), consiste en emplear la nanociencia para incrementar la productividad de los pozos de petr\u00f3leo, en la extracci\u00f3n de los yacimientos submarinos y continentales del crudo que no puede sacarse a trav\u00e9s de los m\u00e9todos tradicionales. La idea central del investigador, que recurre a modelos computacionales para simular el interior de los pozos de petr\u00f3leo a escala micro y nanom\u00e9trica, se basa en el uso de nanopart\u00edculas de \u00f3xidos, tales como el s\u00edlice, impregnadas con surfactantes \u2012sustancias utilizadas por las empresas petroleras para la prospecci\u00f3n de las reservas\u2012 para extraer el petr\u00f3leo adherido a las rocas que forman los yacimientos. En la actualidad, tan s\u00f3lo se extrae el 35% del crudo contenido en los pozos, en promedio. Con esta nueva t\u00e9cnica, la meta es duplicar ese porcentaje.<\/p>\n

Para entender la tarea que cumplir\u00edan las nanopart\u00edculas de s\u00edlice en la explotaci\u00f3n petrol\u00edfera, se hace necesario comprender que, tanto el petr\u00f3leo como el gas no se encuentran almacenados en cavidades o en grandes cavernas subacu\u00e1ticas o subterr\u00e1neas. Uno y otro, se acumulan en los espacios vac\u00edos de rocas sedimentarias porosas, del mismo modo que el agua en una esponja embebida. Cuando se perfora un pozo, parte del petr\u00f3leo fluye naturalmente, a causa de la diferencia de presi\u00f3n, que es m\u00e1s alta en el yacimiento y menor en la superficie. \u201cEn esa recuperaci\u00f3n primaria, se extrae aproximadamente entre el 5% y el 15% del total de hidrocarburos almacenados en el dep\u00f3sito. Estos porcentajes var\u00edan de acuerdo con ciertos factores, entre los cuales se pueden mencionar el tipo de roca que forma el reservorio y las caracter\u00edsticas del petr\u00f3leo, su viscosidad, por ejemplo\u201d, explica Miranda.<\/p>\n

Cuando el pozo comienza a menguar en su producci\u00f3n, las petroleras le insuflan agua, anh\u00eddrido carb\u00f3nico (CO2<\/sub>) y nitr\u00f3geno para desalojar el petr\u00f3leo a\u00fan existente en el yacimiento. Dichos fluidos se introducen en los pozos a una cierta distancia del sitio de producci\u00f3n, y su acci\u00f3n es puramente mec\u00e1nica: empujan al petr\u00f3leo en direcci\u00f3n a la columna de perforaci\u00f3n. Mediante este proceso de recuperaci\u00f3n secundaria del crudo, se llega a un promedio del 35% del volumen extra\u00eddo en la mayor\u00eda de los pozos del planeta.<\/p>\n

A partir de este punto, si los estudios de las petroleras comprueban que es factible econ\u00f3micamente, se sigue explotando el yacimiento, inyectando surfactantes en el pozo para extraer el crudo residual. \u201cEl surfactante es un producto similar al jab\u00f3n, que altera las interfaces entre el petr\u00f3leo, la roca y el agua salada, los tres componentes del sistema. Este producto disminuye las tensiones interfaciales de estos componentes en los yacimientos, modificando as\u00ed la viscosidad del petr\u00f3leo y logrando que fluya con mayor facilidad\u201d, explica Miranda. Sin embargo, esta sustancia plantea dos problemas. El primero es su elevado costo. La petrolera necesita utilizar grandes vol\u00famenes de surfactante, algo que implica una compleja log\u00edstica de transporte, porque la mayor\u00eda de los pozos est\u00e1n 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, deposit\u00e1ndose en la superficie de las rocas. Cuando esto sucede, no alteran la viscosidad del petr\u00f3leo residual, una condici\u00f3n esencial para su recuperaci\u00f3n.<\/p>\n

Las investigaciones con modelado computacional efectuadas por Miranda se basan, justamente, en la elecci\u00f3n del material m\u00e1s apropiado para cumplir el rol del surfactante. El investigador estudia nanopart\u00edculas capaces de ayudar en la extracci\u00f3n del petr\u00f3leo y el gas retenidos en nanoporos y microporos de las rocas y, simult\u00e1neamente, intenta comprender el comportamiento de esas nanoestructuras. \u201cNo sabemos lo que ocurre con el petr\u00f3leo o con el gas natural cuando \u00e9stos se encuentran confinados en los nanoporos. Ni tan siquiera conocemos cu\u00e1l es el porcentaje de crudo y gas atrapado en ellos\u201d, dice Miranda.<\/p>\n

\"Petroleo<\/a>Seg\u00fan el profesor de la USP, el empleo de la nanociencia en la industria del petr\u00f3leo surgi\u00f3 en 2008,\u00a0 a partir de un requerimiento de la Sociedad de Ingenieros del Petr\u00f3leo (SPE, seg\u00fan su sigla en ingl\u00e9s) y se ensambla con un campo interdisciplinario m\u00e1s amplio, la nanogeociencia. En ella se estudian los fen\u00f3menos que ocurren a nanoescala con los materiales geol\u00f3gicos, y se intenta arribar a una comprensi\u00f3n acerca de los efectos de los sistemas nanoestructurados o nanoconfinados a escalas mayores. Seg\u00fan el investigador, en 2008 ya se utilizaban comercialmente nanopart\u00edculas de s\u00edlice en otras \u00e1reas, tales como la biomedicina y la cat\u00e1lisis, en la s\u00edntesis de nuevos materiales. \u201cEl punto en cuesti\u00f3n era saber c\u00f3mo se comportar\u00edan esas nanoestructuras en las condiciones extremas de los yacimientos, donde la temperatura llega a 400 \u00baC y la presi\u00f3n supera las 200 atm\u00f3sferas (atm). Necesit\u00e1bamos saber si ser\u00edan capaces de alterar la interacci\u00f3n entre el petr\u00f3leo, la roca y la salmuera\u201d, explica. \u201cNuestros estudios indicaron que las nanopart\u00edculas de s\u00edlice, eventualmente, podr\u00edan utilizarse para la extracci\u00f3n de petr\u00f3leo\u201d.<\/p>\n

En este trabajo tambi\u00e9n se afront\u00f3 el desaf\u00edo de obtener nanopart\u00edculas de s\u00edlice funcionales junto a un surfactante, con el objetivo de potenciar su acci\u00f3n. \u201cA partir de simulaciones moleculares, nos propusimos descubrir cu\u00e1l ser\u00eda el mejor producto para agregarle a la nanoestructura, ya que existen muchos en el mercado. La nanopart\u00edcula de s\u00edlice altera por s\u00ed sola la interfaz entre el petr\u00f3leo, la roca y la salmuera, pero con el agregado de un surfactante, su efecto resulta m\u00e1s eficaz\u201d, dice Miranda. \u201cPretendemos entender por qu\u00e9 altera la mojabilidad del petr\u00f3leo\u201d. La mojabilidad es la capacidad que posee un l\u00edquido de mantener contacto con una superficie s\u00f3lida cuando ambos est\u00e1n juntos. \u201cRecurrimos a la simulaci\u00f3n en computadora a causa del costo-beneficio. La realizaci\u00f3n de ensayos con los surfactantes en los yacimientos ser\u00eda costosa y demasiado lenta\u201d. En el caso de que funcione con las nanopart\u00edculas de s\u00edlice, la cantidad y el costo del surfactante ser\u00edan bastante menores en comparaci\u00f3n con el volumen necesario si se lo utiliza solo.<\/p>\n

Otra vertiente de la investigaci\u00f3n consiste en el estudio de nanoestructuras que puedan emplearse para \u201ciluminar\u201d los campos petrol\u00edferos, para extraer m\u00e1s informaci\u00f3n de los yacimientos: por ejemplo, particularidades de la porosidad de las rocas, los fluidos presentes en ellas, la composici\u00f3n qu\u00edmica y las condiciones de temperatura y presi\u00f3n del ambiente. Estos datos resultan esenciales para la toma de decisiones del equipo de ingenier\u00eda de la producci\u00f3n. El uso de nanopart\u00edculas, seg\u00fan Miranda, podr\u00eda perfeccionar la respuesta de la resonancia magn\u00e9tica que se efect\u00faa durante la perforaci\u00f3n, una t\u00e9cnica que se emplea para mapear los dep\u00f3sitos. Para lograrlo, se inyectar\u00edan las nanopart\u00edculas en el pozo junto con el agua, y as\u00ed servir\u00edan como agentes de contraste. \u201cEn conjunto, nuestros estudios promueven una mejor comprensi\u00f3n, a escala molecular, de los mecanismos y fen\u00f3menos que ocurren en los pozos de petr\u00f3leo. Nuestra intenci\u00f3n es contar con una visi\u00f3n atom\u00edstica del proceso y verificar las consecuencias a escalas mayores\u201d, afirma.<\/p>\n

C\u00f3digos computacionales<\/strong>
\nEn los \u00faltimos ocho a\u00f1os, se elaboraron tres tesis doctorales, cuatro tesinas de maestr\u00eda y m\u00e1s de una decena de art\u00edculos en la esfera de las investigaciones de Caetano Miranda. Su trabajo est\u00e1 vinculado con un proyecto de cuatro a\u00f1os de extensi\u00f3n financiado por la FAPESP y que cuenta con la coordinaci\u00f3n del f\u00edsico Alex Antonelli, del Instituto de F\u00edsica Gleb Wataghin de la Universidad de Campinas (Unicamp). \u201cNuestro proyecto tiene como meta el estudio de una vasta cantidad de propiedades de la materia condensada, vali\u00e9ndonos del modelado computacional\u201d, dice Antonelli. \u201cEn principio, podemos simular en la computadora \u2012que funciona en este caso como un laboratorio virtual\u2012 los procesos conocidos y, posiblemente, mejorarlos de una forma m\u00e1s barata, sin tener que testear una nueva idea en la pr\u00e1ctica\u201d.<\/p>\n

\"Petroleo<\/a>Con el apoyo de las petroleras<\/strong>
\nM\u00e1s all\u00e1 de la ayuda de la FAPESP, Miranda tambi\u00e9n cuenta con el patrocinio econ\u00f3mico de Petrobras. Sus investigaciones se insertan en el marco del programa de Redes Tem\u00e1ticas de la empresa estatal, instituido en 2006 y ejecutado en colaboraci\u00f3n con cient\u00edficos de universidades e instituciones nacionales de investigaci\u00f3n cient\u00edfica. \u201cEl trabajo del profesor Miranda forma parte de la Red Tem\u00e1tica Recuperaci\u00f3n Avanzada de Petr\u00f3leo\u201d, afirma la ingeniera de petr\u00f3leo Lua Selene Almeida, del Centro de Investigaciones de Petrobras (Cenpes). \u201cSe trata de un estudio de punta, muy avanzado, que nos est\u00e1 ayudando a modelar los fen\u00f3menos f\u00edsicos que se producen en el interior de los pozos petrol\u00edferos a una escala muy distinta a aqu\u00e9lla que estudiamos en nuestros laboratorios\u201d, dice la investigadora.<\/p>\n

Otra fuente de financiaci\u00f3n de los estudios proviene del Advanced Energy Consortium <\/em>(AEC), un consorcio internacional de empresas del sector del petr\u00f3leo, entre las cuales figuran la angloholandesa Shell, la inglesa British Petroleum (BP), la noruega Statoil, la espa\u00f1ola Repsol, la francesa Total y Petrobras, enfocado en la financiaci\u00f3n de nanociencia aplicada a la industria del petr\u00f3leo. El proyecto patrocinado por el AEC cont\u00f3 con la participaci\u00f3n de investigadores de la Universidad de Austin, en Texas, un importante centro de estudios del sector del petr\u00f3leo y gas. \u201cMientras nuestro grupo realizaba las simulaciones en computadora, ellos se encargaban de la parte experimental\u201d, dice Miranda, al tiempo que destaca que los test de laboratorio y los ensayos experimentales, etapas que preceden a los experimentos con las nanopart\u00edculas de s\u00edlice en los campos de petr\u00f3leo, tambi\u00e9n se realizar\u00e1n dentro de poco en el IF-USP.<\/p>\n

\u201cLas simulaciones por computadora son muy baratas y presentan menos riesgos que los experimentos de laboratorio\u201d, dice la qu\u00edmica Fl\u00e1via Cassiola, investigadora brasile\u00f1a de la divisi\u00f3n Producci\u00f3n y Explotaci\u00f3n de Shell Internacional, en Houston, Estados Unidos. \u201cLa industria del petr\u00f3leo concentra su inter\u00e9s en el perfeccionamiento de los m\u00e9todos, mediante la inclusi\u00f3n de otras caracter\u00edsticas de los yacimientos para la simulaci\u00f3n. La empresa cuenta con varios grupos dedicados a la simulaci\u00f3n computacional en sus centros de tecnolog\u00eda e innovaci\u00f3n, y el profesor Miranda es nuestro referente en el tema. Su trabajo nos ha ayudado en el desarrollo y el perfeccionamiento de m\u00e9todos avanzados de recuperaci\u00f3n de petr\u00f3leo y gas natural\u201d, dice Cassiola.<\/p>\n

Proyecto<\/strong>
\nModelado computacional de la materia condensada: un abordaje en m\u00faltiples escalas (n\u00ba 2010\/16970-0<\/a>); Modalidad<\/strong> Proyecto Tem\u00e1tico; Investigador responsable<\/strong> Alex Antonelli\u00a0(IFGW-Unicamp); Inversi\u00f3n<\/strong> R$ 356.196 y US$ 225.400<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"Nanopart\u00edculas pueden expandir el crudo y el gas de los yacimientos","protected":false},"author":23,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"_exactmetrics_skip_tracking":false,"_exactmetrics_sitenote_active":false,"_exactmetrics_sitenote_note":"","_exactmetrics_sitenote_category":0,"footnotes":""},"categories":[192],"tags":[297,269,1255,321,328],"coauthors":[116],"class_list":["post-223588","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-tecnologia-es","tag-ingenieria","tag-ambiente-es","tag-nanotecnologia-es","tag-oceanografia-es","tag-quimica-es"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/223588","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/users\/23"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=223588"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/223588\/revisions"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=223588"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=223588"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=223588"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=223588"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}