Transporte de mezclas fluidas en nanocanales orgánicos e inorgánicos
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La extracción de hidrocarburos de reservorios no convencionales, como el shale, representa un reto tecnológico mayor debido a la complejidad de sus poros a escala nanométrica. En estos diminutos espacios, que suelen tener menos de 10 nanómetros de radio, las leyes tradicionales de la física de fluidos no siempre se aplican de la misma forma que en el mundo macroscópico. Además, la presencia de agua en estos poros puede dificultar enormemente la producción y el transporte de petróleo y gas, un fenómeno que todavía genera muchas interrogantes en la industria energética.
Para profundizar en este fenómeno, los investigadores Mariano Martín Ramírez (YPF Tecnología S.A. e IFLYSIB-CONICET), Esteban Alejo Domené (YPF Tecnología S.A.) y Manuel Carlevaro (IFLYSIB-CONICET y UTN La Plata) realizaron un estudio avanzado empleando simulaciones computacionales de dinámica molecular. El equipo utilizó la herramienta LAMMPS para modelar cómo mezclas de propano, octano y agua se comportan al atravesar nanocanales que imitan tanto la materia orgánica (nanotubos de carbono) como los minerales inorgánicos (sílice y calcita) presentes en las rocas de shale.
El trabajo reveló resultados distintos según el tipo de superficie. En los poros inorgánicos (hidrofílicos), se observó que las moléculas de agua tienden a pegarse a las paredes formando capas que reducen el espacio libre para que circulen los hidrocarburos. En estos casos, el flujo de gas y petróleo se describe como “viscoso” o tipo pistón, donde los hidrocarburos se deslizan sobre la capa de agua adsorbida, un efecto que se vuelve más relevante a medida que aumenta la cantidad de agua en el sistema.
Por el contrario, en los poros orgánicos (hidrofóbicos), el agua no se extiende por la pared, sino que se agrupa formando una “nanogota”. Aunque esta gota también obstruye el paso, favorece que los hidrocarburos se deslicen con mayor velocidad directamente sobre la superficie de carbono. Los autores determinaron que la composición de los minerales y su rugosidad efectiva son los principales responsables de reducir la velocidad de transporte del propano y el octano en comparación con los sistemas de carbono puro.
Estos hallazgos proporcionan información valiosa a nivel molecular para desarrollar modelos de permeabilidad más precisos en reservorios de shale, los cuales suelen ignorar estas interacciones a escala atómica. Entender cómo la afinidad de la roca por el agua y su estructura mineral afectan la movilidad de los recursos permite considerar nuevas estrategias, como el uso de soluciones químicas o surfactantes, para mejorar la recuperación de hidrocarburos en yacimientos de difícil acceso.