Un nuevo avance cambiará la forma en que se miden las reservas de petróleo - World Energy Trade

Un nuevo avance cambiará la forma en que se miden las reservas de petróleo

Imagen tomada de World Images

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Un equipo de investigadores del Instituto Tecnológico de Massachusetts ha tomado las primeras imágenes tridimensionales de una estructura interna de kerogen, con un nivel de detalle 50 veces mayor que el alcanzado anteriormente. Las imágenes deben permitir predicciones más precisas de cuánto petróleo o gas puede recuperarse de cualquier formación dada.

Los combustibles fósiles que proporcionan gran parte de la energía del mundo se originan en un tipo de roca conocida como kerógeno, y el potencial para recuperar estos combustibles depende fundamentalmente del tamaño y la conexión de los espacios internos de los poros de las rocas.

Estructura interna del Kerógeno

Usando un sistema de alta resolución llamado tomografía electrónica, los investigadores probaron una pequeña muestra de kerógeno para determinar su estructura interna. A la izquierda, la muestra es vista desde el exterior y, a la derecha, se detalla la imagen de la estructura del poro interno en 3D. 

Estas nuevas imágenes deben permitir que se realicen predicciones más precisas de cuánto petróleo y gas puede recuperarse de cualquier formación dada. Pero esto no cambiaría la capacidad de recuperar estos hidrocarburos, pero podría, por ejemplo, conducir a conseguir mejores estimaciones en cuanto a reservas recuperables de gas natural, que se considera un combustible de transición energética importante pues hoy el mundo trata de frenar el uso del carbón y el petróleo.

Los hallazgos se publicaron en las Actas de la Academia Nacional de Ciencias, en un artículo del científico investigador principal del MIT Roland Pellenq, el profesor Franz-Josef Ulm del MIT y otros en el MIT, CNRS y Aix-Marseille Université (AMU) en Francia y Shell Technology Center en Houston.

El equipo, que publicó los resultados hace dos años sobre una investigación de la estructura de poro kerógeno basada en simulaciones por computadora, usó un método relativamente nuevo llamado tomografía electrónica para producir las nuevas imágenes en 3D, que tienen una resolución de menos de 1 nanómetro. Los intentos anteriores de estudiar la estructura del kerógeno nunca habían obtenido imágenes del material con una resolución inferior a 50 nanómetros, dijo Pellenq.

Los combustibles fósiles, como su nombre lo indica, se forman cuando la materia orgánica, como las plantas muertas, se entierran y se mezclan con limo de grano fino. A medida que estos materiales se entierran más profundamente, durante millones de años, la mezcla se cocina en una matriz mineral entremezclada con una mezcla de moléculas basadas en carbono. Con el tiempo, con más calor y presión, la naturaleza de esa estructura compleja cambia.

El proceso, una pirólisis lenta, involucra “cocinar oxígeno e hidrógeno, y al final, obtienes un pedazo de carbón”, explica Pellenq. "Pero en el medio, obtienes toda esta gradación de moléculas", muchos de ellos son combustibles, lubricantes y materias primas químicas útiles.

Los nuevos resultados muestran por primera vez una diferencia dramática en la nanoestructura del kerógeno en función de su edad. El kerógeno relativamente inmaduro (cuya edad real depende de la combinación de temperaturas y presiones a las que ha sido sometido) tiende a tener poros mucho más grandes pero casi no hay conexiones entre esos poros, lo que hace que sea mucho más difícil extraer el combustible. El kerógeno maduro, por el contrario, tiende a tener poros mucho más pequeños, pero estos están bien conectados en una red que permite que el gas o el petróleo fluyan fácilmente, haciendo que sea mucho más recuperable, explicó Pellenq.

El estudio también revela que los tamaños típicos de los poros en estas formaciones son tan pequeños que las ecuaciones hidrodinámicas normales utilizadas para calcular la forma en que se mueven los fluidos a través de los materiales porosos no funcionarán. A esta escala, el material está en contacto tan estrecho con las paredes de los poros que las interacciones con la pared dominan su comportamiento. El equipo de investigación tuvo que desarrollar nuevas formas de calcular el comportamiento del flujo.

"No hay una ecuación de dinámica de fluidos que funcione en estos poros de subnanoescala", dijo. "Ninguna física continua funciona a esa escala".

Para obtener estas imágenes detalladas de la estructura, el equipo usó tomografía electrónica, en la cual una pequeña muestra del material gira dentro del microscopio cuando un haz de electrones sondea la estructura para proporcionar secciones transversales en un ángulo tras otro. Estos se combinan para producir una reconstrucción tridimensional completa de la estructura del poro. Mientras que los científicos habían estado usando la técnica durante algunos años, hasta ahora no la habían aplicado a las estructuras de kerógeno. Las imágenes se llevaron a cabo en el laboratorio CINaM de CNRS y AMU, en Francia (en el grupo de Daniel Ferry), como parte de una colaboración a largo plazo con MultiScale Materials Science para Energía y Medio Ambiente, el laboratorio conjunto MIT / CNRS / AMU. Ubicado en el MIT.

"Con esta nueva tomografía a nanoescala, podemos ver dónde se encuentran realmente las moléculas de hidrocarburo dentro de la roca", dijo Pellenq. Una vez que obtuvieron las imágenes, los investigadores pudieron usarlas junto con modelos moleculares de la estructura, para mejorar la fidelidad de sus simulaciones y cálculos de caudales y propiedades mecánicas. Esto podría arrojar luz sobre cómo disminuyen las tasas de producción en los pozos de petróleo y gas, y quizás sobre cómo reducir esa disminución.

Hasta ahora, el equipo ha estudiado muestras de tres ubicaciones kerógenas diferentes y ha encontrado una fuerte correlación entre la madurez de la formación y su distribución de tamaño de poro y conectividad de vacío de poro. Los investigadores ahora esperan ampliar el estudio a muchos más sitios y obtener una fórmula sólida para predecir la estructura de poros en función de la madurez de un sitio determinado.