Dold djupt under våra fötter, petroleumreservoarer består av kolväten som olja och naturgas, lagras i poröst berg. Dessa system är särskilt intressanta för fysiker, eftersom de tydligt visar hur temperaturgradienter mellan olika regioner påverkar gradienterna av vätsketryck och kompositioner. Dock, eftersom dessa reservoarer är så svåra att komma åt, forskare kan bara modellera dem med hjälp av data från några få glesa punkter, vilket innebär att många av deras egenskaper bara kan gissas på.

I en ny studie publicerad i EPJ E , fysiker från Frankrike och Vietnam, ledd av Guillaume Galliero vid University of Pau, har funnit att detta gissning faktiskt inte är nödvändigt. De visar att om rätt val görs när man bygger modeller, inga antaganden behövs för att beräkna temperaturgradienters inverkan på tryck- och sammansättningsgradienter.

I sista hand, Gallieros team utvecklade en ekvation som helt uttrycker tryckgradienten för petroleumreservoarer, som de sedan använde för att bestämma variationer i kolvätekomposition genom hela blandningen. Utifrån denna huvudekvation, de kunde identifiera flera speciella fall där tryckgradienten påverkas av andra egenskaper, inklusive den kvarvarande entropin av vätskan - den punkt där bergets permeabilitet blir lägre än en viss tröskel. När detta händer, temperaturgradienter alstrar tryckgradienter som är proportionella mot denna kvarvarande entropi. Detta innebär att tryckgradienterna över små delar av vätskan genereras av balansen mellan deras egen kvarvarande entropi, och vätskan som helhet.

Galliero och hans kollegor utgår från grundläggande principer för termodynamik, validerade sedan sina slutsatser med hjälp av datasimuleringar. Deras arbete kan visa sig vara ovärderligt för petroleumingenjörer och geovetenskapare som utforskar petroleumreservoarernas spännande termodynamiska egenskaper.