Flujo de mezclas en nanocanales orgánicos e inorgánicos
El agotamiento de los reservorios convencionales ha impulsado la necesidad de desarrollar tecnologías avanzadas para la explotación de recursos no convencionales como el shale. Un desafío crítico en ingeniería de reservorios es que el transporte de fluidos ocurre en nanoporos con radios inferiores a los 10 nm, donde las ecuaciones macroscópicas de la mecánica de fluidos pierden validez. En esta escala, las interacciones moleculares entre el fluido y la superficie de la roca predominan sobre las interacciones entre las propias moléculas del fluido, lo que requiere un enfoque de modelado que vaya más allá de los mecanismos de flujo continuo tradicionales.
Para abordar este problema, los investigadores Mariano Martín Ramírez (YPF Tecnología S.A. e IFLYSIB-CONICET), Esteban Alejo Domené (YPF Tecnología S.A.) y Manuel Carlevaro (CIMEC-UTN Facultad Regional La Plata e IFLYSIB-CONICET) emplearon simulaciones de Dinámica Molecular (MD) utilizando el código LAMMPS. La metodología consistió en modelar el transporte bifásico de mezclas de hidrocarburos (propano y octano) con diferentes niveles de saturación de agua. El equipo comparó sistemáticamente el comportamiento en nanocanales de carbono (hidrofóbicos, representativos de la materia orgánica) y nanocanales de sílice y calcita (hidrofílicos, que representan la matriz mineral inorgánica).
Los resultados del estudio demostraron que la mineralogía de los poros altera drásticamente los regímenes de flujo. En los poros inorgánicos hidrofílicos, el agua forma capas adsorbidas que reducen el volumen poral disponible, forzando un régimen de flujo viscoso o “tipo pistón”. En estos sistemas, se observaron condiciones de deslizamiento (slip) en la interfaz entre el hidrocarburo y el agua, un efecto que se intensifica al aumentar la saturación de agua. En contraste, en los poros orgánicos hidrofóbicos, el agua tiende a nuclearse en nanogotas, lo que favorece que los hidrocarburos se deslicen directamente sobre la superficie del canal, incrementando su movilidad en comparación con la matriz mineral.
Desde una aplicación tecnológica, el trabajo subraya que los efectos estéricos (o rugosidad efectiva) de los minerales son responsables de una reducción de hasta el 95% en la velocidad de los hidrocarburos. Este hallazgo tiene implicaciones directas para la ingeniería de petróleo, ya que permite desarrollar modelos de permeabilidad más precisos que incorporen factores de confinamiento extremo, los cuales suelen ser ignorados por los modelos industriales convencionales. Además, el estudio destaca la importancia de diseñar surfactantes o soluciones químicas que modifiquen la afinidad de la superficie del poro o reduzcan la tensión interfacial para optimizar la recuperación de hidrocarburos en yacimientos de baja permeabilidad.
Esta investigación, fruto de la colaboración entre YPF Tecnología, la UTN Regional La Plata y el CONICET, proporciona una base científica sólida para mejorar la eficiencia de las operaciones de fractura hidráulica y la gestión de la producción de agua en el sector energético.