“Nuestro estudio aportó nuevos conocimientos sobre los mecanismos fundamentales que rigen el transporte de hidrocarburos dentro de los nanoporos del shale”, dijo Hongwu Xu, un autor de la División de Ciencias de la Tierra y del Medio Ambiente del Laboratorio Nacional de Los Álamos.

“Los resultados ayudarán en última instancia a desarrollar mejores estrategias de gestión de la presión para potenciar la recuperación de los hidrocarburos no convencionales”, añade Hongwu Xu.

La mayor parte del gas natural de EE.UU. está escondido en las profundidades de los yacimientos de shale. La baja porosidad y permeabilidad del shale hace que la recuperación de gas natural en depósitos herméticos sea un desafío, especialmente en la última etapa de la vida del pozo. Los poros son minúsculos -típicamente menos de cinco nanómetros- y no se entienden bien.

La comprensión de los mecanismos de retención de hidrocarburos en el subsuelo profundo es fundamental para aumentar la eficiencia de la recuperación del metano. La gestión de la presión es una herramienta barata y eficaz disponible para controlar la eficiencia de la producción que puede ajustarse fácilmente durante el funcionamiento del pozo, pero el equipo de investigación multi-institucional del estudio descubrió una compensación.

Este equipo, que incluye al autor principal, Chelsea Neil, también del Laboratorio Nacional de Los Álamos, integró simulaciones de dinámica molecular con la novedosa dispersión de neutrones de ángulo pequeño (small-angle neutron scattering, SANS, por sus siglas en inglés) de alta presión in situ para examinar el comportamiento del metano en el shale de Marcellus en la cuenca de los Apalaches, el yacimiento de gas natural más grande del país, para comprender mejor el transporte y la recuperación del gas a medida que se modifica la presión para extraerlo.

La investigación se centró en las interacciones entre el metano y el contenido orgánico (kerógeno) en la roca que almacena la mayoría de los hidrocarburos.

Conclusiones del estudio

Las conclusiones de la investigación indican que, si bien las altas presiones son beneficiosas para la recuperación del metano de los poros más grandes, el gas denso queda atrapado en nanoporos de shale más pequeños y comunes debido a la deformación del kerógeno.

Por primera vez, presentan pruebas experimentales de que esta deformación existe y proponen un rango de presión de liberación de metano que afecta significativamente a la recuperación del metano.

Los datos contribuirán a optimizar las estrategias para incrementar la producción de gas natural, así como a comprender mejor la mecánica de los fluidos.

El comportamiento del metano se comparó durante dos ciclos de presión con presiones máximas de 3000 psi y 6000 psi, ya que anteriormente se creía que el aumento de la presión de los fluidos inyectados en las fracturas aumentaría la recuperación del gas.

El equipo descubrió que el comportamiento inesperado del metano se produce en nanoporos muy pequeños pero frecuentes en el querógeno: la absorción del metano por el poro era elástica hasta la presión máxima más baja, pero se hizo plástica e irreversible a 6.000 psi, atrapando los densos grupos de metano que se desarrollaron en el poro de menos de 2 nanómetros, que abarcan el 90% de la porosidad medida del shale.

Fuente: World Energy Trade.