Entender cómo las moléculas de petróleo y gas, el agua y las rocas interactúan a nanoescala ayudará a que la extracción de hidrocarburos a través de la fracturación hidráulica sea más eficiente, según investigadores de la Universidad de Rice.
Los ingenieros de Rice George Hirasaki y Walter Chapman están liderando un esfuerzo para caracterizar mejor los contenidos de lutitas orgánicas combinando la resonancia magnética nuclear estándar RMN, la misma tecnología utilizada por los hospitales para ver dentro de los cuerpos humanos, con simulaciones de dinámica molecular.
El trabajo presentado este mes en el Diario de resonancia magnética detalla su método para analizar muestras de esquisto y validar simulaciones que pueden ayudar a los productores a determinar la cantidad de petróleo y / o gas que hay en una formación y lo difícil que puede ser extraerlos.
Los perforadores de petróleo y gas usan RMN para caracterizar la roca que creen que contiene hidrocarburos. La RMN manipula los momentos magnéticos nucleares de los átomos de hidrógeno, que pueden ser forzados a alinearse por un campo magnético externo aplicado. Después de que los momentos son perturbados por pulsos electromagnéticos de radiofrecuencia, "se relajan" de nuevo a su orientación original, y la RMN puede detectar eso. Debido a que los tiempos de relajación varían según la molécula y su entorno, la información recopilada por la RMN puede ayudar a identificar si una molécula es gas, petróleo o agua y el tamaño críticode los poros que los contienen.
"Estos son sus ojos y oídos para saber qué hay ahí abajo", dijo Hirasaki, quien dijo que los instrumentos de RMN se encuentran entre varias herramientas en la cadena enviada al fondo del pozo para "registrar" o recopilar información sobre un pozo.
En reservorios convencionales, dijo, el registro de RMN puede distinguir gas, petróleo y agua y cuantificar las cantidades de cada uno contenido en los poros de la roca a partir de sus tiempos de relajación, conocidos como T1 y T2, así como cuán difusoslos fluidos son.
"Si la roca está mojada con agua, entonces el petróleo se relajará a tasas cercanas a la del petróleo a granel, mientras que el agua tendrá un tiempo de relajación superficial que depende del tamaño de poro", dijo Hirasaki. "Esto se debe a queel agua es relajada por los sitios en la interfaz agua / mineral y la proporción de la superficie mineral al volumen de agua es mayor en poros más pequeños. La difusividad es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Por lo tanto, el gas se distingue fácilmente del petróleo y el agua.midiendo la difusividad simultáneamente con el tiempo de relajación T2.
"En reservorios no convencionales, los tiempos de relajación T1 y T2 del agua y el aceite son cortos y tienen una superposición considerable", dijo. "También la relación T1 / T2 puede llegar a ser muy grande en los poros más pequeños. La difusividad está restringida por eltamaño de nanómetros a micrones de los poros. Por lo tanto, es un desafío determinar si la señal proviene de gas, petróleo o agua ".
Hirasaki dijo que hay debate sobre si los cortos tiempos de relajación en el esquisto se deben a sitios paramagnéticos en superficies minerales y agregados de asfaltenos y / o al movimiento restringido de las moléculas confinadas en poros pequeños. "No tenemos una respuestatodavía, pero este estudio es el primer paso ", dijo.
"El desarrollo de tecnología para perforar pozos horizontales y aplicar múltiples fracturas hidráulicas hasta aproximadamente 50 es lo que hizo que la producción de petróleo y gas sea comercialmente viable a partir de recursos no convencionales", dijo Hirasaki. "Estos recursos se conocían anteriormente como la 'roca fuente', 'a partir del cual el petróleo y el gas encontrados en los yacimientos convencionales se originaron y migraron. La roca fuente era demasiado apretada para la producción comercial utilizando tecnología convencional ".
Los fluidos bombeados en el fondo del pozo para fracturar un pozo horizontal contienen agua, productos químicos y arena que mantienen la fractura "apuntalada" abierta después de que se detiene la inyección. Los fluidos se bombean para dejar espacio para que fluyan los hidrocarburos.
Pero no toda el agua enviada al fondo del pozo regresa. A menudo, la composición química del componente orgánico de la lutita conocido como kerógeno tiene una afinidad que permite que las moléculas de agua se unan y bloqueen los poros a nanoescala que de otra manera dejarían pasar las moléculas de petróleo y gas.
"El kerógeno es el material orgánico que resistió la biodegradación durante el entierro profundo", dijo Hirasaki. "Cuando llega a cierta temperatura, las moléculas comienzan a agrietarse y producen líquidos de hidrocarburos. Una temperatura más alta produce metano gas natural. Pero los fluidos sonen poros tan apretados que la tecnología desarrollada para depósitos convencionales ya no se aplica "
El proyecto Rice gestionado por el autor principal Philip Singer, científico investigador en el laboratorio de Hirasaki, y el coautor Dilip Asthagiri, científico investigador en el laboratorio de Chapman, profesor y director del programa de Maestría Profesional en Ingeniería Química de Rice, aplica RMN al kerógenomuestra y lo compara con modelos de computadora que simulan cómo interactúan las sustancias, particularmente en términos de humectabilidad del material, su afinidad por unirse a las moléculas de agua, gas o petróleo.
"La RMN es muy sensible a las interacciones de la superficie del fluido", dijo Singer. "Con el esquisto, la complicación con la que estamos lidiando es los poros a nanoescala. La señal de la RMN cambia dramáticamente en comparación con la medición de rocas convencionales, en las cuales los poros son más grandes queun micrón. Entonces, para entender lo que la RMN nos dice en pizarra, necesitamos simular las interacciones a escala nanométrica ".
Las simulaciones imitan las propiedades de relajación conocidas de las moléculas y revelan cómo se mueven en un entorno tan restrictivo. Cuando se combinan con las señales de RMN, ayudan a interpretar las condiciones en el fondo del pozo. Ese conocimiento también podría conducir a fluidos de fracturación que son menos propensos a unirse alroca, mejorando el flujo de hidrocarburos, dijo Hirasaki.
"Si podemos verificar con mediciones en el laboratorio cómo se comportan los fluidos en sistemas altamente confinados o viscosos, entonces podremos usar los mismos tipos de modelos para describir lo que está sucediendo en el depósito", dijo.
Un objetivo es incorporar las simulaciones en iSAFT - Teoría de fluidos estadísticos no homogéneos asociados - un método pionero desarrollado por Chapman y su grupo para simular los paisajes de energía libre de materiales complejos y analizar sus microestructuras, fuerzas de superficie, humectabilidad y transiciones morfológicas.
"Nuestros resultados desafían las aproximaciones en modelos que se han utilizado durante más de 50 años para interpretar datos de RMN y RM resonancia magnética", dijo Chapman. "Ahora que hemos establecido el enfoque, esperamos explicar los resultados que han desconcertadocientíficos por años "
Fuente de la historia :
Materiales proporcionado por Universidad de Rice . Original escrito por Mike Williams. Nota: El contenido puede ser editado por estilo y longitud.
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