Los datos de la Administración de Información Energética de EE. UU. muestran que, en la última década, los yacimientos de petróleo de esquisto han impulsado la producción de crudo de EE. UU. a niveles récord, pero la baja eficiencia en la extracción ha llevado a que hasta el 90% del petróleo se desperdicie. Para aumentar la producción en las densas formaciones de esquisto, un equipo de investigación de la Universidad Estatal de Pensilvania ha desarrollado un nuevo flujo de trabajo para la extracción de petróleo que podría aumentar la recuperación de petróleo de esquisto en un 15% y también proporcionar almacenamiento a largo plazo para las emisiones de dióxido de carbono.

Este flujo de trabajo ya se ha implementado con éxito en el esquisto Eagle Ford de Texas, demostrando mejoras en la extracción de petróleo y su potencial para ser ampliado a otros yacimientos de petróleo de esquisto. Los resultados de la investigación se han publicado en la revista Fuel. El núcleo de esta innovación es la mejora de la técnica de inyección cíclica de dióxido de carbono, conocida como "huff-and-puff de CO2", un método con décadas de historia que puede mejorar la capacidad de extraer petróleo de formaciones rocosas naturales que contienen nanoporos (donde se acumulan grandes cantidades de hidrocarburos).

Hamid Emami-Meybodi, profesor asociado del Instituto de Energía EMS de la Universidad Estatal de Pensilvania, compara el entorno subterráneo del esquisto con una esponja, donde los nanoporos son como pequeñas aberturas llenas de agua en la esponja, capaces de absorber y retener hidrocarburos. Afirma que el proceso de inyección mejorado es uno de los mejores sistemas de recuperación de la industria, y que utilizar CO2 para aumentar la producción de petróleo puede mitigar el impacto ambiental, satisfacer la demanda energética y contribuir a la independencia y seguridad energética de EE. UU.

Durante el proceso de inyección, el CO2 se introduce en el yacimiento a través de los pozos petroleros. Luego, los pozos se cierran durante un tiempo suficiente para permitir que el gas se mezcle con el petróleo, alterando sus propiedades y aumentando su fluidez y tasa de extracción. Al inyectar CO2 en la mezcla de petróleo a diferentes presiones, se puede forzar a los hidrocarburos a escapar de los nanoporos hacia la superficie. Sin embargo, la eficacia de este método varía considerablemente según las condiciones operativas, la profundidad y el tipo de petróleo. Emami-Meybodi señala que optimizar la inyección es un gran desafío debido a las numerosas variables, como las características del petróleo y la composición del entorno de esquisto.

El equipo de Emami-Meybodi colaboró con socios industriales para explorar métodos que mejoren la eficiencia, ya que los mayores yacimientos de petróleo de esquisto de EE. UU. contienen miles de millones de galones de petróleo, por lo que incluso un pequeño aumento en la tasa de recuperación puede incrementar significativamente la producción. El esquisto Eagle Ford, que abarca aproximadamente 20.000 millas cuadradas, es uno de los cinco principales depósitos de petróleo y gas de esquisto en EE. UU. Los métodos de extracción actuales, como la fracturación hidráulica, suelen recuperar menos del 10% del petróleo.

El equipo de investigación modificó el método de inyección para mejorar el contacto entre los hidrocarburos y el CO2, cubrir una mayor superficie con CO2, y ajustar el número de ciclos, la presión, el volumen de inyección y la duración. Emami-Meybodi afirma que estas mejoras podrían permitir que el método de inyección extraiga aproximadamente un 15% más de hidrocarburos de petróleo en la región de Eagle Ford. Inyectar más CO2 permite que este penetre más profundamente en el yacimiento y se mezcle eficazmente con el crudo, liberando más petróleo.

Ming Ma, investigador postdoctoral de la Universidad Estatal de Pensilvania y coautor del artículo, desarrolló un modelo numérico interno y escribió el código de simulación. Considera que reutilizar los pozos de esquisto para el almacenamiento de CO2 es un método rentable para controlar las emisiones de gases de efecto invernadero. Su mayor esperanza no es solo mejorar la eficiencia de la extracción, sino también que los pozos de esquisto abandonados se utilicen ampliamente para evitar más emisiones de CO2. El trabajo futuro incluye aplicar el nuevo método de simulación a más datos de campo y evaluar exhaustivamente las perspectivas de extracción de petróleo y gas.

Emami-Meybodi, director de la Asociación Industrial Conjunta para la Recuperación y Almacenamiento de Energía Subterránea de la Universidad Estatal de Pensilvania, señaló que, con el auge en el desarrollo de pozos de esquisto (se espera que la producción de petróleo de esquisto alcance su punto máximo en 2027), EE. UU. se enfrenta a un aumento en el número de campos de gas de esquisto "maduros" con producción en declive. Los pozos de esquisto maduros y abandonados representan una perspectiva prometedora para el almacenamiento de CO2. Cerrar los pozos supone una pérdida económica, pero almacenar CO2 puede generar ingresos, y el riesgo de fugas de CO2 en los pozos de esquisto es menor.