Investigadores de la Universidad Politécnica Nacional de Perm (PNIPU), en colaboración con colegas chinos, han desarrollado una tecnología basada en rayos X para mejorar la extracción de petróleo en rocas complejas, donde es necesario inyectar agua a presión en los pozos. La información fue publicada en el sitio web del Ministerio de Ciencia y Educación Superior de Rusia.
Esta metodología identifica el petróleo en las imágenes con un 89 % de precisión, permitiendo observar paso a paso el proceso de desplazamiento y predecir el comportamiento del yacimiento.
«Antes solo podíamos hacer suposiciones sobre lo que ocurría dentro de la roca. Las ecuaciones clásicas indicaban que el agua debía avanzar de manera uniforme, desplazando el petróleo. Pero en la realidad, debido a las fuerzas capilares y la heterogeneidad de la roca, el agua se mueve de manera desigual: en algunos lugares más rápido, en otros más lento. Ahora podemos ver este proceso en detalle, capa por capa, con precisión milimétrica”, explicó Dmitri Martiushev, profesor del departamento de Tecnologías de Petróleo y Gas de la PNIPU.
Los autores del estudio crearon un complejo experimental que combina la inundación de núcleos de roca (cilindros extraídos durante la perforación para investigación) con un escaneo continuo por rayos X. La muestra se coloca en un tomógrafo y se hace pasar agua con yoduro de potasio, que absorbe bien la radiación (para contraste), mientras el escáner genera imágenes 3D que muestran la distribución de agua y petróleo en cada instante.
Actualmente, las principales reservas de petróleo se encuentran en rocas densas, como calizas y dolomitas. Durante la inundación, los ingenieros no pueden ver lo que ocurre dentro del yacimiento: el agua a menudo sigue las fracturas sin desplazar el petróleo. Por ello, es fundamental predecir de antemano el comportamiento del agua en cada tipo de roca.
El experimento mostró que la dolomita y la caliza se comportan de manera diferente. En la dolomita, el agua se desplaza uniformemente, desplazando el petróleo y dejando restos en forma de gotas en el centro de los poros grandes. En la caliza, el agua se abre paso por las fracturas, dejando una película de petróleo en las paredes de los poros, por lo que la mayor parte del recurso permanece intacta. La coincidencia entre los cálculos de los científicos y la realidad alcanza el 95 %, y la precisión del modelo predictivo es del 98 %, un 10–15 % superior a los métodos tradicionales.
Gracias a esta tecnología, los ingenieros de minas cuentan ahora con una herramienta que les permite determinar con precisión la estrategia de extracción.
