Más de 30 estados tienen formaciones de esquisto que albergan gas natural bajo tierra, según la Administración de Información Energética. Pero los expertos de la industria no pueden ponerse de acuerdo sobre la cantidad exacta de combustible que contiene. Eso es porque el gas natural y otros hidrocarburos se encuentran dentro de nanoescala, poros difíciles de medir en rocas de esquisto, que tienen propiedades que aún no se comprenden.

"Si desea estimar la capacidad de almacenamiento de gas de esquisto, necesita comprender los materiales que los almacenan, "dijo Yun Liu, profesor asociado afiliado de ingeniería química en la Universidad de Delaware y físico en el Centro de Investigación de Neutrones del Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST).

Ahora, usando dispersión de neutrones, Liu y un equipo de investigadores de la UD, NIST y Aramco Services Company han desarrollado un nuevo método no invasivo para medir la variación de las propiedades de la superficie en el interior de los materiales porosos.

Este método puede ayudar a los expertos en gas natural a comprender mejor las muestras de lutitas al examinar la distribución de la composición en superficies porosas dentro de las lutitas que influye directamente en el almacenamiento y transporte de hidrocarburos. Esto eventualmente los ayudaría a decidir si invertir tiempo y recursos para extraer gas de la formación de donde provienen las muestras. Los hallazgos de este estudio, publicado el jueves, 22 de febrero en la revista Comunicaciones de la naturaleza , También podría usarse para comprender muchos otros tipos diferentes de materiales porosos que utilizan dispersión de neutrones o dispersión de rayos X.

Investigando los poros

No es solo el tamaño de los poros lo que importa, pero la estructura de la superficie y la química de la superficie, ya que el gas natural interactúa con los bordes exteriores de cada pequeño poro de la roca. Las propiedades de los poros también determinan cómo saldrá el gas de la formación.

Para entender estos poros, el equipo de investigación comenzó con muestras de kerógeno de esquisto aislado, una materia orgánica que almacena la mayoría de los hidrocarburos como el gas natural en las lutitas. Para mirar dentro del kerógeno, utilizaron dispersión de neutrones de ángulo pequeño, disparar un haz de neutrones subatómicos a través de una sustancia y recopilar información sobre el comportamiento de los neutrones para determinar las propiedades de los poros. La dispersión de neutrones no es destructiva, a diferencia de la microscopía electrónica, otro método común utilizado para investigar materiales porosos.

A continuación, el grupo midió el cambio de las señales de dispersión de neutrones con sorción de gas a diferentes presiones. El cambio de intensidad de neutrones refleja la distribución de la composición en las superficies dentro de una muestra.

Este nuevo método puede revelar nueva información que otros métodos no revelan, como la heterogeneidad superficial. En pocas palabras, proporciona información que ayuda a los investigadores a comprender mejor con qué están trabajando. Cuando se agrega a otra información recopilada de un sitio, puede ayudar a la toma de decisiones.

"La mayoría de las otras técnicas utilizadas en el campo del petróleo proporcionan los valores 'promedio' de los parámetros de la muestra, "dijo el autor del estudio Wei-Shan Chiang, investigador postdoctoral en ingeniería química y biomolecular en la UD que trabaja in situ en el NIST Center for Neutron Research y en Aramco Services Company. "Nuestro método proporciona tanto el 'promedio' como la 'desviación' (el ancho de distribución) de las propiedades del material".

Este método también debería funcionar en muchos otros materiales, como el cemento, y tal vez incluso materiales biológicos como sangre, dijo Liu. El equipo espera poder aplicar su método a nuevos sistemas.