Una operación de bienvenida geofísica y núcleos se dirige a la formación de rocas sedimentarias del Grupo Eagle Ford en un área a lo largo de la ruta 90 de los Estados Unidos en el condado de Kinney, Texas, en 2018. Crédito: Stanley T. Paxton, Servicio Geológico de los Estados Unidos.
El petróleo producido a partir de depósitos de esquisto impulsó la producción de crudo récord en los EE. UU. Durante la última década, pero las ineficiencias en la extracción a menudo dejan hasta el 90% del petróleo detrás, de acuerdo a La Administración Federal de Información de Energía.
Para ayudar a maximizar la producción de las formaciones estrechamente repletas de Shale Rock, un equipo de investigadores de Penn State desarrolló un nuevo flujo de trabajo de extracción de petróleo que puede mejorar la recuperación del aceite de esquisto hasta un 15% adicional al tiempo que proporciona un almacenamiento a largo plazo para las emisiones de dióxido de carbono (CO2).
El flujo de trabajo se implementó con éxito para Texas Eagle Ford Shale, donde demostró una mejora en la extracción de petróleo, dijeron los investigadores, explicando que puede ampliarse para su aplicación en otros depósitos de esquisto bituminoso. Informaron su recomendaciones En el diario de combustible.
La innovación se centra en mejorar la inyección cíclica de CO2, un proceso en el que el CO2 se bombea al depósito para mejorar la producción de petróleo. También conocido como “CO2 Huff-N-Puff”, el método de inyección de décadas de edad refuerza la extracción de formaciones rocosas naturales. Estas rocas contienen poros microscópicos, llamados nanoporos, donde porciones significativas de hidrocarburos, el componente principal del aceite, acumulado, según los investigadores.
Hamid Emami-Meybodi, profesor asociado de ingeniería de petróleo y gas natural, asociado de facultad en el Instituto de Energía EMS de Penn State y autor principal, comparó el entorno de esquisto subterráneo con una esponja. Similar a las pequeñas aberturas en una esponja que se llena de agua, los nanoporos absorben efectivamente y retienen hidrocarburos hasta que la superficie se interrumpe.
“Llamaría a este uno de los mejores sistemas de reciclaje de la industria”, dijo Emami-Meybodi sobre el proceso de inyección mejorado. “Aprovechar el CO2 para reforzar la producción de petróleo alivia los impactos ambientales, ayuda a satisfacer la creciente demanda de energía y contribuye a la independencia y la seguridad energética de los Estados Unidos”.
Durante la inyección, el CO2 se alimenta al depósito a través de un pozo. Luego, el pozo está cerrado para permitir que el gas inyectado empape por un período suficiente. El gas se mezcla con el aceite, alterando sus propiedades y mejorando la movilidad y extracción del petróleo, según los investigadores.
Al introducir CO2 en mezclas de aceite a diferentes presiones, el proceso de inyección ayuda a forzar hidrocarburos fuera de nanoporos y en la superficie. Pero la efectividad del método varía ampliamente con las condiciones operativas cambiantes, las profundidades y los tipos de aceite, señalaron los investigadores.
“La optimización de la inyección es un desafío debido a numerosas variables, incluidas las propiedades del aceite y la composición del entorno de esquisto bituminoso, que puede complicar la extracción”, dijo Emami-Meybodi.
Él y su equipo colaboraron con los socios de la industria para explorar mejoras en la eficiencia y la productividad, ya que incluso los aumentos porcentuales de pequeños porcentajes en la producción de hidrocarburos pueden convertirse en grandes aumentos en la producción de petróleo. Se estima que los depósitos nacionales más grandes de lutitas nacionales tienen miles de millones de galones de petróleo cada uno, con el Eagle Ford Shale solo que abarca aproximadamente 20,000 millas cuadradas.
El grupo de investigación también enfatizó la oportunidad de reutilizar los pozos de lutita como centros de almacenamiento a largo plazo para el CO2 inyectado. Otras industrias pueden suministrar el gas como subproducto de sus operaciones. En lugar de liberarlo a la atmósfera, donde se sumaría a la contaminación, las compañías de energía pueden dejar gran parte de ella atrapada debajo de la superficie durante años, dijeron los investigadores.
“El CO2 tiene una alta atracción por unirse a las superficies de materia orgánica en las lutitas”, dijo Emami-Meybodi. “Si un objetivo es secuestrar CO2 a largo plazo, los ciclos de inyección pueden ajustarse para empujar el gas más profundamente en formaciones subterráneas y optimizar el almacenamiento”.
Para su estudio, los investigadores se centraron en el Eagle Ford Shale de 400 millas de largo, que se extiende desde el sur hasta el este de Texas y se encuentra entre las cinco obras de lutitas importantes en los Estados Unidos. Los esfuerzos de extracción actuales, incluida la fracturación hidráulica, generalmente capturan menos del 10% del petróleo en el esquisto de Eagle Ford, dijeron los investigadores.
Revisaron la metodología de inyección intensificando la exposición de los hidrocarburos al CO2. En su flujo de trabajo de optimización, los investigadores cubrieron más área de superficie con el CO2 y ajustaron el número de ciclos, presión, cantidad de CO2 inyectado y la duración de las inyecciones.
“Determinamos que las modificaciones pueden permitir que el método de inyección atraiga alrededor del 15% más de los hidrocarburos de petróleo de Eagle Ford”, dijo Emami-Meybodi, quien posee el Dr. Charles H. Bowman y Lynn A. Holleran Profesor de carrera temprana en Ingeniería de Gas Naturales y Petróleo. “Inyectar más CO2 generalmente permite un mayor alcance en los depósitos y una mezcla más efectiva con el crudo integrado, lo que ayuda a liberar más del aceite”.
Además, la reutilización de pozos de aceite de esquisto para el almacenamiento de CO2 podría ser una forma rentable de templar gases de efecto invernadero, dijo Ming Ma, coautor del periódico y un becario postdoctoral en el Departamento de Energía e Ingeniería Mineral de la Familia e Minerales de John y Willie Leone (EME) en Penn State. Sus contribuciones a la investigación incluyeron el desarrollo de un modelo numérico interno y un código de escritura para simular la extracción de petróleo bajo diferentes enfoques de inyección.
“Nuestra gran esperanza no es solo ver el progreso en la eficiencia de la recuperación de hidrocarburos de las obras de esquisto, sino también una utilización generalizada de pozos de esquisto abandonados para mantener más CO2 fuera de la atmósfera”, dijo Ma. “El trabajo relacionado incluirá la aplicación de la nueva simulación a datos de campo adicionales y evaluar más a fondo las perspectivas para la recuperación de hidrocarburos”.
Según la EIA, después del auge en el desarrollo de los pozos de esquisto, la producción de petróleo de Shale está a punto de alcanzar su punto máximo en 2027, los EE. Los pozos de esquisto maduro y abandonados representan perspectivas prometedoras para el almacenamiento de CO2, dijo.
“Todos los días se cierra un pozo, estás perdiendo dinero al no producir petróleo, pero si estás almacenando CO2 allí, puede generar ingresos”, agregó Emami-Meybodi. “Si bien el dióxido de carbono puede plantear una preocupación por la fuga en la mayoría de los pozos convencionales, eso es un problema menos en la estructura de los pozos de esquisto”.
Más información: Ming Ma et al, un flujo de trabajo basado en el poder para evaluar y optimizar la inyección de CO2 cíclico en depósitos de esquisto bituminoso, combustible (2025). Doi: 10.1016/j.fuel.2025.135742
Proporcionado por la Universidad Estatal de Pensilvania
Cita: un enfoque más eficiente para los pozos de esquisto podría aumentar la producción de aceite, las emisiones de almacenamiento (2025, 14 de agosto) recuperado el 14 de agosto de 2025 de https://techxplore.com/news/2025-08-ceficiente-abroch-shale-wells-boost.html
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