La recuperación mejorada de petróleo atrae cifras de titular, y la investigación en nanoburbujas no es la excepción. Un solo número se cita a lo largo de toda una industria, se despega del crudo sobre el que se midió y acaba en una propuesta como si fuera una especificación.
Este texto hace lo contrario. Kairospace no tiene instalaciones en petróleo y gas ni mediciones propias en esta aplicación, así que lo que sigue es una lectura del trabajo publicado de otras personas: qué reporta, por qué los valores reportados discrepan entre sí de forma tan marcada, y qué debería concluir un operador de un cuerpo de evidencia en esta etapa de madurez.
¿Qué le hacen las nanoburbujas a la viscosidad del crudo?
El trabajo publicado reporta reducciones de viscosidad en crudo pesado de hasta un 40%, dentro de un rango publicado de aproximadamente 33–84%. Esos resultados vienen de laboratorios ajenos, con su crudo y sus condiciones. Kairospace no tiene datos de campo en petróleo y gas, así que el rango aparece aquí como literatura y no como resultado atribuible a nosotros.
Fuente: Askarian & Vatani (2017)
Debajo de ese rango hay dos mecanismos distintos, y confundirlos es el primer error. El primero es el craqueo por cavitación. El colapso de una burbuja de cavitación produce una densidad de energía local muy intensa y muy breve, y el trabajo publicado reporta que eso basta para romper enlaces carbono-carbono en hidrocarburos de cadena larga — un resultado físicamente parecido a la viscorreducción, impulsado mecánicamente y no térmicamente. Ese cambio es químico y permanente.
El segundo es el gas disuelto. El dióxido de carbono que se disuelve en el crudo provoca hinchamiento y baja la viscosidad in situ, y ese efecto es termodinámico y no estructural: persiste mientras el gas siga en solución a presión y se revierte cuando deja de estarlo. Una reducción medida sobre una muestra saturada de gas y una medida sobre una craqueada no son la misma afirmación, aunque lleven el mismo porcentaje.
La permanencia tiene además una complicación sobre la que la literatura es explícita. La cavitación también genera radicales libres que pueden recombinarse, y la recombinación vuelve a subir la viscosidad. El trabajo publicado que reporta reducción duradera la consiguió con un donante de hidrógeno presente para suprimir esa recombinación — lo que significa que el resultado duradero se obtuvo con un químico añadido en el sistema, y cualquier relato que dé a entender lo contrario ha dejado caer una condición del experimento.
Vale la pena ser preciso sobre a qué está siquiera atado el porcentaje. Una reducción de viscosidad es un cociente entre dos mediciones del mismo fluido, y ambas mediciones llevan condiciones: el crudo mismo, su temperatura, la velocidad de cizalla que aplicó el instrumento y si la muestra estaba desgasificada o mantenida bajo presión. Quítelas y el número se vuelve portátil de una manera en que la medición nunca lo fue. El fallo habitual es una cifra obtenida sobre un crudo rico en asfaltenos a temperatura elevada de banco leída como propiedad general de la tecnología. Es una propiedad de ese crudo en esas condiciones, que es una afirmación mucho más estrecha y la única que los datos sostienen.
¿Por qué es tan amplio el rango publicado?
Las cifras publicadas de reducción de viscosidad con nanoburbujas varían ampliamente porque los estudios no miden una sola cosa: composición del crudo, temperatura de ensayo, gas empleado, tiempo de residencia en la cavitación y presencia de un donante de hidrógeno mueven el resultado. La viscosidad depende de temperatura y cizalla, así que dos laboratorios difieren con equipos idénticos.
La heterogeneidad del crudo domina. El contenido de asfaltenos y resinas fija con cuánta fuerza resiste al flujo un crudo pesado, y varía enormemente entre yacimientos e incluso entre pozos. Un tratamiento que altera la agregación de asfaltenos mostrará un cambio porcentual grande sobre un crudo rico en asfaltenos y uno pequeño sobre un crudo parafínico del mismo grado nominal. El porcentaje es tanto una propiedad de la muestra como del tratamiento.
La temperatura de ensayo es el segundo eje, y es el que más a menudo queda enterrado en una sección de métodos. La viscosidad cae de forma pronunciada con la temperatura por sí sola, y una reducción medida a temperatura elevada de banco no es trasladable a un oleoducto o a un yacimiento en condiciones distintas. Un porcentaje medido a una temperatura no dice nada definido sobre el porcentaje a otra, porque la línea base también se movió.
Luego está la mezcla de mecanismos descrita arriba. Los estudios que reportan las reducciones mayores son con frecuencia los que combinan varios efectos a la vez — cavitación, gas disuelto, una química donante y el calor del propio proceso — sin separar sus contribuciones. La parte alta de un rango de literatura suele ser la combinación más favorable que alguien haya ensamblado, no un techo repetible.
Por último, no hay un protocolo estándar. Los tamaños de muestra son pequeños, las líneas base se definen de formas distintas, la replicación independiente es escasa y los resultados negativos en esta área difícilmente llegan a publicarse. Un rango ensamblado a partir de una literatura así es una cota de plausibilidad y no una cifra de diseño, y su amplitud es el hallazgo y no un estorbo que haya que promediar.
¿Cuál es el mecanismo de mojabilidad?
La mojabilidad determina cuánto se adhiere el petróleo a la roca. En investigación publicada, las nanoburbujas se acumulan en la interfaz sólido-líquido y llevan superficies mojadas por petróleo hacia mojadas por agua, reduciendo el contacto entre ambos para que el agua imbiba y desplace el crudo atrapado. En carbonato mojado por petróleo se recupera más que con agua sola.
En muchos yacimientos esto importa más que la viscosidad. El petróleo que queda atrás después de una inyección de agua está a menudo retenido por fuerzas capilares contra una superficie de roca que prefiere el petróleo al agua, y por mucho que se empuje más fuerte no se recupera. Cambiar cuál fluido prefiere la roca cambia la presión capilar que atrapa el petróleo, que es una palanca distinta de adelgazar el crudo.
El mecanismo reportado es interfacial. El gas que se acumula en la frontera roca-fluido reduce el área de contacto directo entre la película de petróleo y la superficie mineral, y experimentos de imbibición publicados sobre núcleos de carbonato mojados por petróleo describen un efecto de deslizamiento y fuerzas capilares alteradas, con soluciones de nanoburbujas de nitrógeno recuperando más petróleo que agua destilada sobre los mismos núcleos.
Un efecto publicado relacionado tiene que ver con el barrido y no con la liberación. Las burbujas atrapadas en gargantas de poro añaden resistencia al flujo en canales de alta permeabilidad, lo que desvía el fluido inyectado posterior hacia zonas más cerradas que retienen petróleo no barrido. Ese es un mecanismo de conformancia, y pertenece a una columna aparte de la viscosidad y la mojabilidad en lugar de sumarse a ellas.
Las salvedades son las habituales de la escala de núcleo y son sustanciales. Rocas concretas, salmueras concretas, temperaturas y presiones concretas, muestras de escala centimétrica. Los yacimientos son heterogéneos en toda escala por encima de esa, y el paso de un tapón de núcleo a un patrón de pozos es justamente donde los métodos de recuperación mejorada han decepcionado históricamente. La sección del aula sobre mecanismos de recuperación mejorada reúne los estudios y sus condiciones.
¿En qué punto de la curva de evidencia está esto?
La recuperación mejorada de petróleo con nanoburbujas está temprano en la curva de evidencia. Los mecanismos son plausibles y reproducibles a escala de núcleo, las magnitudes reportadas difieren en más del doble entre estudios, la replicación independiente en campo es escasa. Trátelo como un área de investigación con base física creíble, no como un proceso con un delta predecible.
Cuatro cosas la moverían hacia adelante, y ninguna de ellas es exótica.
- Caracterización de las burbujas. De la población realmente entregada, incluyendo distribución de tamaño y concentración por un método declarado.
- Un protocolo de viscosidad estándar. Con la temperatura de ensayo y la velocidad de cizalla reportadas junto a cada cifra.
- Ensayos de campo con controles. Y no comparaciones de antes y después sobre pozos en producción.
- Replicación independiente. Por laboratorios sin interés comercial en el resultado.
Hasta entonces, la posición de un operador es sencilla. Haga el cribado sobre su propio crudo y su propio núcleo, en sus propias condiciones, antes de que el número de nadie entre en un modelo. Pregunte contra qué se midió la reducción, a qué temperatura, con qué gas y si se añadió algo al sistema. Un proveedor que no pueda responder esas cuatro preguntas está citando una cifra y no reportando una medición.
Nuestra propia posición es la razón por la que este texto existe en la forma en que existe. Kairospace no tiene instalaciones en petróleo y gas ni nada medido en la aplicación, así que no hay ninguna referencia de campo disponible para nada de lo anterior — e inventar una valdría menos que la versión honesta. La página de petróleo y gas lista los estudios publicados con sus citas, y el texto sobre pilotos cubre cómo debería controlarse un programa de cribado si decide correr uno.
La tecnología que genera estas burbujas es la misma cavitación hidrodinámica desplegada en las aplicaciones donde sí existen datos de campo. Eso es una razón para tomarse en serio el mecanismo y no una razón para aceptar un número.
La física es la misma en todas partes; la instalación, el crudo y la evidencia no lo son.