Recuperación mejorada de petróleo (EOR)

Control de movilidad y eficiencia de barrido

En ensayos de inyección en núcleos, las nanoburbujas de CO₂ mejoraron el barrido al oponer resistencia al flujo en los canales de alta permeabilidad y desviar el fluido inyectado hacia la roca más cerrada Cai et al., 2024. La eficiencia de barrido es la fracción del yacimiento que el fluido inyectado llega efectivamente a contactar, y es allí donde la inyección convencional de gas en la EOR (recuperación mejorada de petróleo) suele quedarse corta.

El gas inyectado en forma de burbujas grandes o como fase continua se separa del agua, asciende por encima de ella (segregación gravitacional) y avanza en digitaciones a través de las zonas más permeables, dejando petróleo sin contactar en el resto de la roca. Las nanoburbujas, típicamente menores de 200 nm, son más pequeñas que las gargantas de poro de los yacimientos compactos, por lo que pueden viajar con el líquido portador hacia el interior de la matriz rocosa. En la EOR con CO₂ en yacimientos de permeabilidad extremadamente baja, Cai et al. informaron que las nanoburbujas de CO₂ suprimieron la canalización del gas y la segregación gravitacional, y se mantuvieron como fase dispersa en el líquido Cai et al., 2024.

El efecto Jamin

El mecanismo detrás de ese desvío es el efecto Jamin. Cuando una burbuja llega a una garganta de poro más estrecha que ella, debe deformarse para atravesarla, y la presión capilar necesaria para comprimirla agrega resistencia al flujo. El líquido se comporta como si tuviera una viscosidad aparente mayor.

Las burbujas retenidas de este modo se acumulan en los canales de alta permeabilidad que conducen la mayor parte del flujo. La resistencia adicional en esos canales empuja al fluido que llega después hacia zonas de menor permeabilidad que todavía contienen petróleo no barrido. En los ensayos en núcleos de Cai et al., este bloqueo y desvío contribuyó a una tasa de recuperación del 66,28 %, informada como un 17,64 % superior a la inyección convencional de agua seguida de inyección de CO₂ Cai et al., 2024.

Alteración de la mojabilidad

En pruebas de laboratorio, las nanoburbujas de N₂ y de CO₂ desplazaron el comportamiento de la roca mojable al petróleo hacia uno mojable al agua, lo que permitió que el agua ingresara a los poros y desplazara el petróleo Elnaggar et al., 2025. La mojabilidad describe qué fluido tiende a recubrir la roca. En los yacimientos mojables al petróleo, el crudo se adhiere a las paredes de los poros y la inyección de agua deja buena parte de él en su lugar.

El mecanismo propuesto es que las nanoburbujas se concentran en la interfaz sólido–líquido o forman una delgada capa de gas que reduce el área de contacto entre el petróleo y la roca. Elnaggar et al. describieron que las nanoburbujas de N₂ actuaban como una tercera fase de mojabilidad intermedia, que alcanzaba glóbulos de petróleo aislados en los microporos e invadía los poros llenos de petróleo con más fuerza que el agua sola.

La evidencia proviene de experimentos de imbibición espontánea en roca carbonática mojable al petróleo (Minnesota Northern Cream). Las nanoburbujas de N₂ dieron una recuperación de petróleo mayor que la del agua destilada, y los autores lo atribuyeron a un efecto de deslizamiento y a un cambio en las fuerzas capilares que permitió que la fase acuosa se embebiera en la roca y desplazara el petróleo. La mayor ganancia se observó a 120 °C y 45 psi, donde la recuperación se acercó a la de una roca mojable al agua Elnaggar et al., 2025.

Un segundo estudio llegó a una conclusión similar con un sistema distinto: las nanoburbujas de CO₂ estabilizadas con nanosílice modificada desplazaron la mojabilidad de mojable al petróleo hacia mojable al agua y ayudaron a desprender las películas de petróleo de la superficie Cai et al., 2024. Ese sistema combinaba las burbujas con un estabilizante químico, de modo que el resultado corresponde a la combinación y no a las burbujas por sí solas.

Reducción de la viscosidad del crudo pesado

En experimentos de laboratorio, la cavitación hidrodinámica redujo la viscosidad del crudo pesado cuando había un donante de hidrógeno presente Askarian et al., 2017. El crudo pesado y el bitumen son difíciles de producir y transportar porque fluyen con dificultad, de modo que una viscosidad menor importa desde la boca de pozo hasta la refinería.

Las burbujas de cavitación se forman cuando la presión de un líquido cae por debajo de su presión de vapor y colapsan cuando esa presión se recupera. El colapso genera puntos calientes locales de alta temperatura y presión. Askarian et al. describieron esa energía como suficiente para romper enlaces carbono–carbono de hidrocarburos de cadena larga, como parafinas y asfaltenos, en cadenas más cortas y livianas: un proceso similar a la reducción de viscosidad por craqueo térmico suave (visbreaking), impulsado por energía mecánica y acústica en lugar del calor de un horno.

La cavitación por sí sola también forma radicales libres que pueden recombinarse (repolimerizarse) y volver a aumentar la viscosidad. Los autores informaron que un donante de hidrógeno, como una pequeña cantidad de gasolina o de tetrahidronaftaleno, inhibió esa recombinación, de modo que la reducción de viscosidad se mantuvo. Con gasolina al 2 % como donante, la viscosidad a 60 °C bajó de unos 155 cSt a unos 100 cSt (cSt: centistokes), y la gravedad API, la escala del American Petroleum Institute que indica cuán liviano es un crudo, aumentó de forma medible. El petróleo quedó parcialmente mejorado: más liviano y más fácil de transportar y refinar Askarian et al., 2017.

Existe una vía distinta que actúa dentro del propio yacimiento. Cuando el CO₂ de las nanoburbujas se disuelve en el crudo, el petróleo se hincha y su viscosidad disminuye, lo que el estudio en núcleos contó entre las razones de la mayor recuperación Cai et al., 2024.