Una nueva técnica podría maximizar la recuperación de petróleo en yacimientos complejos

Una tecnología desarrollada por el National Energy Technology Laboratory (NETL) y la Universidad de Pittsburgh impulsa la recuperación mejorada de petróleo en formaciones de esquisto no convencionales. El mecanismo cambia el comportamiento del petróleo, que pasa de estar fuertemente adherido a la roca a formar gotas, lo que facilita su liberación en formaciones de esquisto que ya han sido fracturadas hidráulicamente.

Investigadores del NETL y sus socios desarrollaron un nuevo enfoque que consiste en disolver pequeñas cantidades de surfactantes de bajo costo en dióxido de carbono (CO₂) para aumentar la producción de petróleo en formaciones no convencionales y complejas, como el esquisto, los yacimientos compactos y otros, donde los hidrocarburos quedan atrapados en capas de roca del subsuelo.

“La recuperación primaria de petróleo en formaciones no convencionales fracturadas hidráulicamente suele estar solo entre el 3 % y el 10 %”, afirmó Angela Goodman, química del NETL y experta reconocida a nivel nacional con 24 años de experiencia en sistemas geológicos. “Nuestro enfoque, desarrollado en colaboración con la Universidad de Pittsburgh, establece un mecanismo adicional de recuperación de petróleo para aumentar la producción en yacimientos no convencionales y garantizar un suministro interno sólido de energía confiable y asequible para la nación”.

Tecnología de recuperación mejorada de petróleo

El NETL y la universidad recibieron recientemente una patente estadounidense para esta tecnología de recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés). La EOR es el proceso de extraer el petróleo remanente de un yacimiento después de que se han completado los métodos de recuperación primaria y secundaria.

La técnica desarrollada por Goodman y sus colegas consiste en inyectar CO₂ en estado supercrítico, con surfactantes disponibles comercialmente disueltos en el CO₂, dentro del esquisto. Los surfactantes son una familia de compuestos químicos que modifican propiedades superficiales como la humectabilidad y la tensión interfacial entre líquidos y sólidos.

En este caso, el surfactante fue seleccionado para alterar las propiedades de humectación de las rocas portadoras de petróleo, pasando de ser oleofílicas (oil-wet) a ser afines al CO₂ (CO₂-wet). En química, la humectabilidad es la capacidad de un líquido para extenderse sobre la superficie de un sólido. Las rocas oleofílicas absorben el petróleo, un proceso que suele describirse como la absorción y adsorción de fluidos en los espacios porosos de las formaciones rocosas.

La EOR es mucho más compleja en el esquisto que en formaciones convencionales debido a la baja permeabilidad (la capacidad de un material para permitir el paso de fluidos a través de su estructura) de estas formaciones y a la naturaleza oleofílica de la roca. El enfoque patentado cambia las propiedades de humectación de la roca portadora de petróleo, de modo que el petróleo remanente forma gotas y se libera de los poros microscópicos fracturados del esquisto para su recuperación.

Para validar el proceso, los investigadores inyectaron CO₂ y surfactantes disueltos en CO₂ en núcleos de roca no convencional bajo las mismas condiciones de alta temperatura y alta presión que se encuentran en el subsuelo, demostrando cómo penetran en las formaciones compactas de esquisto y logran el cambio de humectabilidad.

“Las capacidades avanzadas del NETL y de la Universidad de Pittsburgh nos permitieron completar estos experimentos a escala de laboratorio utilizando equipos únicos que reproducen condiciones reales”, afirmó Robert Enick, profesor y subdirector de investigación en la Swanson School of Engineering de la universidad.

Reproducir entornos extremos

En el NETL, estas capacidades se encuentran en la Dirección de Sistemas Geológicos y Ambientales (GES). El equipamiento del GES puede utilizarse para reproducir entornos extremos del subsuelo y generar mediciones de extracción de petróleo tipo huff n’ puff en laboratorio, mientras se realizan estudios de resonancia magnética nuclear de sobremesa para investigar procesos dinámicos dentro de los núcleos de roca.

En una serie de experimentos de laboratorio, el equipo colocó núcleos de esquisto saturados de petróleo en una celda presurizada y los inyectó con CO₂ y surfactantes disueltos en CO₂ a 80 °C y 4 000 libras por pulgada cuadrada. Los investigadores registraron una recuperación máxima de petróleo del 75 % cuando el surfactante estaba disuelto en CO₂, en comparación con el 71 % obtenido usando solo CO₂ puro.

Dada la magnitud del petróleo retenido en formaciones fracturadas, estos cuatro puntos porcentuales adicionales representan volúmenes sustanciales de petróleo.

El CO₂ y los surfactantes se han utilizado durante años en la EOR tanto convencional como no convencional. Sin embargo, ninguna operación de campo había disuelto pequeñas cantidades (entre 0,01 % y 0,1 % en peso) de surfactantes en CO₂ para aumentar la producción de petróleo mediante el cambio de las propiedades de humectación en formaciones no convencionales.

“El trabajo realizado por el NETL y la Universidad de Pittsburgh demuestra que podemos usar surfactantes disueltos en CO₂ supercrítico para lograr mejores resultados de recuperación mejorada de petróleo”, señaló Deepak Tapriyal, investigador del NETL.

El costo es un factor clave para la industria petrolera, ya que costos más altos se traducen en precios mayores para los consumidores. “Los surfactantes que utilizamos solo añaden entre 2 y 6 dólares al costo de una tonelada de CO₂ para la recuperación mejorada de petróleo”, explicó Goodman, quien fue reconocida en 2024 en un informe de la Universidad de Stanford que enumera al 2% de los científicos más influyentes del mundo por el impacto de toda su carrera.

El NETL también trabaja estrechamente con el Energy & Environmental Research Center de la Universidad de Dakota del Norte para probar la tecnología en la Formación Bakken, una de las mayores reservas de petróleo de América del Norte.

“Las capas rocosas del Bakken presentan baja permeabilidad, lo que hace que los métodos tradicionales de extracción sean ineficaces. Nuestra nueva tecnología ofrece una herramienta rentable para abordar la baja permeabilidad del esquisto del subsuelo, modificando la humectabilidad para ampliar la recuperación de petróleo en el Bakken y en otras formaciones”, afirmó Goodman.