Supresión de la Tensión Interfacial de Hidrocarburos Confinados en Nanoporos: Perspectivas de Simulaciones de Monte Carlo Canonical Grande

Entender la tensión interfacial (IFT) bajo nanoconfinamiento es crítico para predecir el comportamiento de fluidos en reservorios de hidrocarburos no convencionales, escenarios de secuestro de CO2 en subsuelo, donde las rocas de cubierta son típicamente formaciones de esquisto o de alto contenido de arcilla, y en materiales nanopóricos en general. En este estudio, empleamos simulaciones de Monte Carlo Canonical Grande (GCMC) combinadas con el enfoque de Irving–Kirkwood para investigar la IFT de sistemas de hidrocarburos puros y multicomponentes confinados dentro de nanoporos en forma de hendidura de diferentes anchos. Los resultados revelan una reducción significativa en la IFT con el tamaño del poro decreciente, particularmente cuando el ancho del poro cae por debajo de 10 nm. En poros ultracerrados (2–4 nm), la IFT se suprime hasta en un 70% en relación con los valores a granel, debido a capas de adsorción superpuestas y separación de fases reducida. Introducimos una métrica físicamente significativa, el grosor de la capa de adsorción característica, correlacionando los resultados de simulación con el modelo clásico de parachor. Esto proporciona un marco para definir los límites de fase y estimar las saturaciones de fase dentro de los nanoporos. Además, presentamos un método de extrapolación computacionalmente eficiente basado en la relación inversa entre la densidad del fluido y el número de iteraciones GCMC, logrando predicciones precisas de propiedades de equilibrio con hasta un 80% de reducción en el tiempo de simulación. Estos hallazgos ofrecen nuevas perspectivas sobre el origen molecular de fenómenos interfaciales en sistemas confinados y establecen metodologías prácticas para el comportamiento de los fluidos en las interfaces que vinculan simulaciones moleculares con modelos de flujo multifásico a escala de reservorio.