Las compañías petroleras se están perdiendo grandes sumas de petróleo recuperable en reservorios no convencionales, según los expertos de Penn State.

Los investigadores proponen que las empresas están aplicando mecanismos de transporte probados y verdaderos para la extracción de petróleo convencional, pero están encontrando obstáculos para la recuperación porque no tienen en cuenta la diferencia en la física que se encuentra en los reservorios no convencionales. Su investigación se publicó en línea en diciembre en el Revista de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo .

"Los reservorios no convencionales son enormes y ofrecen importantes reservas de hidrocarburos, "dijo Hamid Emami-Meybodi, profesor asistente de ingeniería de petróleo y gas natural en Penn State. "La escala de estas reservas significa que incluso un cambio del 1 por ciento en la recuperación se traduce en una cantidad asombrosa de petróleo. Este petróleo sin explotar ha motivado la investigación sobre la recuperación mejorada de petróleo de reservorios no convencionales utilizando algunas técnicas convencionales".

Más de la mitad del petróleo diario que se produce en Estados Unidos proviene de formaciones no convencionales. Y ese número está creciendo a medida que las empresas aprovechan los más de 35 mil millones de barriles de petróleo del país en reservas no convencionales. según la Administración de Información Energética de EE. UU.

Las empresas desarrollan yacimientos no convencionales mediante la perforación de pozos horizontales largos y la creación de fracturas hidráulicas para permitir que el petróleo fluya para la recuperación primaria. que actualmente oscila entre el 3 y el 10 por ciento de la masa de aceite original en su lugar. Utilizan software comercial desarrollado con base en la ley de Darcy para pronosticar la recuperación y las reservas de petróleo. Pero, en la práctica, no se dan cuenta de que la ley de Darcy, donde el flujo se basa en diferencias de presión, puede no ser apropiada para los reservorios de esquisto, dicen los investigadores.

Después de la recuperación primaria, Emami dijo que la práctica actual de la industria es utilizar una técnica de inyección de gas convencional conocida como "huff 'n' puff" que mejora la movilidad del petróleo y aumenta la recuperación. Durante el "bufido, "el pozo y las fracturas se llenan con un gas a alta presión, como dióxido de carbono o metano, seguido de un breve período de "remojo" en el que se cierra el pozo. Luego, el pozo se abre durante la "bocanada" para permitir la producción de petróleo. Sin embargo, esta técnica convencional funciona mal para formaciones de lutitas, los investigadores dicen, porque la difusión, no las diferencias de presión, es lo que principalmente ayuda a la recuperación de petróleo en estas formaciones que contienen poros de tamaño nanométrico.

"Imagine que se rocía un perfume en la esquina de una habitación con aire muy quieto, "Dijo Emami." Con el tiempo, la fragancia se extenderá desde la esquina a todas las partes de la habitación. Eso es difusión ".

Aplicado a la recuperación de petróleo, La difusión es cuando las moléculas de gas se mueven aleatoriamente dentro del petróleo y reducen su densidad. Esto crea un desequilibrio de concentración entre el petróleo dentro de las fracturas y el petróleo en la formación de esquisto que entra en contacto con las fracturas. lo que aumenta el transporte de petróleo al pozo.

"La difusión requiere un tiempo de remojo significativo para ser efectiva, lo que las empresas no están haciendo actualmente porque siguen asumiendo que las diferencias de presión hacen que el petróleo fluya hacia los pozos, "dijo Russell Johns, Presidente George E. Trimble en Ciencias de la Tierra y Minerales y profesor de ingeniería de petróleo y gas natural en Penn State.

Las empresas se mueven rápidamente con el período de remojo entre el "resoplido" y el "resoplido" porque se cree que cerrar un pozo es demasiado costoso. Todavía, utilizando cálculos teóricos, Los investigadores encontraron que la inyección de un gas de baja densidad para tiempos de remojo de dos meses o más podría tener ganancias de recuperación masivas, incluso cuando se tiene en cuenta el tiempo de inactividad. Por ejemplo, Los investigadores calcularon que la recuperación en un solo pozo podría duplicarse o triplicarse utilizando períodos de remojo más largos. Descubrieron que el metano o el nitrógeno funcionaban mejor que el dióxido de carbono porque el metano se difunde más fácilmente y la masa total de estos fluidos que se necesita inyectar es menor.

Emami dijo que se podrían obtener más ganancias si se enfoca en mejorar el transporte causado principalmente por la difusión en lugar de las diferencias de presión. Los investigadores están trabajando para crear experimentos que les permitan calcular las contribuciones de la convección (diferencias de presión) y la difusión (diferencias de concentración) de forma independiente, y también sobre métodos para acelerar el proceso de difusión.

Este método es particularmente relevante, pero no está limitado, a los vastos recursos de esquisto de EE. UU. Hay implicaciones significativas de esta nueva comprensión de la física para la actividad económica futura asociada con el desarrollo sostenible de reservorios no convencionales, Johns dijo. Es probable que las recuperaciones se puedan aumentar de dos a tres veces en los yacimientos de petróleo de esquisto mediante las técnicas propuestas. al mismo tiempo que muestra mejoras para los condensados ​​que contienen etano significativo.

El enfoque podría implementarse en el oeste de Pennsylvania Marcellus o Utica shale, añadió.

"Comprender la física sería como encender la luz en una habitación oscura donde has estado lanzando dardos, "Dijo Emami." Ahora que ves el objetivo, sabrá cómo diseñar correctamente el método de extracción para obtener los mejores resultados posibles y aprender al máximo de cada prueba ".