Una técnica de recuperación propuesta para la extracción de petróleo desarrollada por un equipo de investigación dirigido por Penn State no solo supera las técnicas de perforación y recuperación existentes, sino que también tiene el potencial de secuestrar más dióxido de carbono en el proceso.
El equipo estimó que las compañías que usan esta nueva técnica mejorarían en gran medida las tasas de recuperación de petróleo. Desarrollaron un modelo que indica que el proceso podría extraer entre 78 y 90 por ciento del petróleo en un depósito durante varias décadas. Técnicas de perforación existentes en uso hoy en díaextraer un máximo del 50 al 60 por ciento del volumen total estimado de petróleo antes de la producción y, en promedio, ese número se acerca al 35 por ciento. El modelo utiliza perforación horizontal, en la cual se perforan pozos de hasta aproximadamente 4,000 metros 13,000 piesbajo tierra, paralela a la superficie de la Tierra, a través de yacimientos de petróleo conocidos. Esto difiere de las técnicas de perforación vertical, en las cuales los pozos corren perpendiculares a la superficie de la Tierra.
Dos pozos, organizados en una unidad de línea escalonada, forman la base del modelo: un pozo en la parte superior del depósito para inyectar dióxido de carbono supercrítico en el sistema y otro pozo en la parte inferior del depósito para extraer petróleo.El dióxido de carbono normalmente se comporta como un gas a temperatura y presión ambiente, pero cuando se presuriza y se calienta más allá de cierto punto, el punto crítico, se convierte en un fluido supercrítico, que exhibe densidad líquida y viscosidad del gas.El dióxido de carbono supercrítico es un excelente solvente que puede entrar en contacto con el petróleo y formar dos fases de hidrocarburos: una que es ligera, que contiene una cantidad significativa de dióxido de carbono, y otra que es más densa, que contiene más petróleo.
"La idea de nuestro modelo es que, si puede inyectar dióxido de carbono como fluido supercrítico en el depósito, extraerá componentes ligeros del aceite, como el metano. Esto formará un fluido menos denso y menos viscoso. Luego,el depósito es drenado de agua y petróleo, y el fluido más flotante y rico en dióxido de carbono se expande de manera controlada hacia el pozo inferior, donde se puede extraer el petróleo ", dijo Russell Johns, profesor de ingeniería de petróleo y gas natural,Penn State.
El equipo utilizó datos de reservorios en el Golfo de México, y luego desarrolló una simulación computarizada que se ejecutó 7,000 veces para tener en cuenta las variaciones en las propiedades de reservorios que existen en los Estados Unidos
"En cualquier reservorio dado, las propiedades cambian espacialmente en función de la profundidad, la química, la composición física y otros factores", dijo Liwei Li, estudiante graduado en ingeniería de energía y minerales, opción de ingeniería de petróleo y gas natural, quien fue autor principal enel artículo publicado en un número reciente de la Revista internacional de control de gases de efecto invernadero . "En nuestro modelo, utilizamos técnicas geoestadísticas y petrofísicas que nos permitirían dar cuenta de esas variaciones".
La investigación del equipo sugiere que este método novedoso de secuestro de carbono sería mucho más efectivo y confiable que las técnicas de secuestro que se están investigando actualmente, como el secuestro en depósitos salinos profundos o gases alternantes de agua.
"Si tuviera que inyectar dióxido de carbono en depósitos salinos subterráneos, necesitaría perforar pozos e instalar tuberías para transportarlo al sitio", dijo Saeid Khorsandi, un estudiante graduado de EME en la opción PNGE que era miembro delequipo de investigación. 'Esto crea un gasto adicional para las empresas pero no ingresos adicionales. Sin embargo, utilizando nuestro modelo, las empresas pueden aprovechar su infraestructura de perforación horizontal existente, que es más económica a largo plazo ".
La única limitación del modelo es que requiere un sistema ambiental cerrado, en el que el dióxido de carbono no puede escapar del depósito y el agua y el aceite se drenan desde abajo.
"Imagina que tienes una taza llena de agua y usas una pajita para sacar agua a un ritmo constante", dijo Johns. "Podrías seguir haciendo eso hasta que no te quede nada mientras el nivel del agua sea más o menoshorizontal. Pero si esa copa fuera porosa y entrara en contacto con un acuífero subterráneo profundo, la copa se volvería a llenar constantemente, y el proceso no sería tan efectivo ya que el agua continuaría ocupando una cantidad significativa de espacio en los poros. Sin embargo, si el agua y el aceitepuede drenarse efectivamente como lo son cuando se usa nuestro enfoque, entonces hay mucho más espacio para el almacenamiento de dióxido de carbono ".
El hecho de que las compañías de petróleo y gas natural usen o no el modelo depende de una serie de factores, incluido el precio del petróleo, la ubicación de los pozos existentes, la fuente y el costo del dióxido de carbono y la cantidad de petróleo que se pronostica dentro de los yacimientos, dijo el equipo. Este enfoque ofrece el mejor escenario posible de cómo podría mejorarse la recuperación, al tiempo que almacena dióxido de carbono.
Fuente de la historia :
Materiales proporcionado por Estado Penn . Original escrito por Liam Jackson. Nota: El contenido puede ser editado por estilo y longitud.
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