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Efecto de las nanopartículas en la inyección de agua con baja salinidad

como un método novedoso de recuperación mejorada: Alteración

de la humectabilidad

Nelson Andrés Miranda Olmedo

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía

Medellín, Colombia

2017

Efecto de las nanopartículas en la inyección de agua con baja salinidad

como un método novedoso de recuperación mejorada: Alteración

de la humectabilidad

Nelson Andrés Miranda Olmedo

Tesis o trabajo de investigación presentada(o) como requisito parcial para optar al título

de:

Magister en Ingeniería de Petróleos

Director:

Ph.D., M.Sc., Ingeniero Químico, Farid B. Cortés

Línea de Investigación:

Recuperación Mejorada de Hidrocarburos

Grupo de Investigación:

Grupo de Fenómenos de Superficie “Michael Polanyi”

Universidad Nacional de Colombia

Facultad, Escuela de Procesos y Energía

Medellín, Colombia

2017

Quiero dar las gracias a Dios, por bendecirme

en cada momento, así como también a mis

padres Nelson y Lily por su amor, cariño y

ayuda incondicional en el transcurso de mi

vida, de igual forma agradezco a mis tías

Marlene y Felisa por siempre cuidarme y

darme sus bendiciones, a mi novia Angélica

quien ha estado conmigo brindándome su

apoyo y su amor durante esta etapa.

Con gratitud también quiero darle las gracias a

la Universidad Nacional de Colombia y a mis

profesores Farid Cortes, Sergio Lopera y

Camilo Franco, quienes han sido un soporte

indispensable para la realización de esta

investigación.

.

Resumen y Abstract VII

Resumen

La técnica o método de inyección de agua en yacimientos petrolíferos tiene sus orígenes

por los años 1920’s(1), esta práctica se realizó durante los primeros períodos de la

industria cuando se tenía una alta producción de agua y para no contaminar ríos o lagos

se adoptó como técnica inyectar el agua producida hacia los yacimientos. Durante los años

1930’s, esta técnica fue evolucionando hasta llegar a ser sistematiza para cumplir

principalmente con dos objetivos: 1) mantener la presión, 2) desplazar los hidrocarburos

de manera inmiscible para incrementar la recuperación de crudo y prolongar la vida

productiva de los yacimientos.

El principal objetivo de esta investigación es comprobar que la inyección de agua de baja

salinidad ayuda a incrementar la recuperación de crudo en yacimiento, así como evaluar

la efectividad de la potenciación con nanofluidos base sílice para alterar la humectabilidad

de núcleos de arenisca con humectabilidad inducida al crudo y comparar su rendimiento

con y sin presencia de los mismas. También, se hizo el planteamiento de la siguiente

hipótesis, sobre el mecanismo que puede contribuir a la efectividad de la técnica: el cambio

de humectabilidad que se pueda presentar durante la implementación de este método.

Para cumplir con el objetivo y comprobar la hipótesis planteada se aplicaron las siguientes

pruebas: Angulo de contacto, prueba de imbibición espontánea empleando salmueras de

diferentes salinidades (1.000 hasta 5.000 ppm) y prueba de desplazamiento de fluidos.

En el presente trabajo, se sintetizaron nanopartículas de sílice, mediante una ruta sintética

sencilla y se emplearon nanofluidos en varias salinidades, en una muestra de núcleo

Berea. Se ha utilizado la inyección de agua de baja salinidad, sobre la muestra de roca

para la recuperación mejorada del petróleo (EOR), teniendo en cuenta diferentes

salinidades del agua, misma que se muestra como un novedoso proceso EOR en

presencia de nanofluidos a base de sílice para alterar de manera dinámica la muestra de

núcleo con la inyección de baja salinidad, técnica que ha sido estudiada

experimentalmente.

VIII Efecto de las nanopartículas en la inyección de agua con baja salinidad como un método novedoso de recuperación mejorada: Alteración de la humectabilidad

Se prepararon nanofluidos con una concentración óptima de partículas de sílice y

salinidades comprendidas entre 1.000 ppm hasta 5.000 ppm; adicionalmente la prueba de

desplazamiento estuvo sujeta a una temperatura de 80°C con una presión de 1.500 psi.

Los resultados mostraron un aumento del recobro por el uso de nanopartículas en

condiciones de baja salinidad. Las recuperaciones óptimas en última instancia para 3.000

ppm con y sin presencia de nanofluidos que se obtuvieron son: 76.1% y 85,7%,

respectivamente. Se encontró que estas recuperaciones de crudo dependen fuertemente

de la concentración de salinidades y se incrementaron con la mejor concentración de

salinidad más nanopartículas. En adición, el comportamiento dinámico de las

nanopartículas muestra un papel clave en los resultados el desplazamiento de crudo.

Palabras clave: Nano partícula de sílice; Recuperación mejorada de petróleo;

Nanofluido; Inyección de Agua; Baja salinidad.

Contenido IX

Abstract

The technique or method of water injection in hydrocarbon reservoirs has its origins in the

1920's (1), this practice was carried out during the early stages of the industry when there

was a high-water production and not contaminate rivers or lakes was adopted the technique

to inject the produced water towards the deposits.

During the 30's, this technique evolved to become a system to recover mainly with the

objectives: 1) to maintain the pressure, 2) to move the hydrocarbons in an immiscible way

to increase the recovery of crude oil and to prolong the productive life of the deposits.

In the present work silica nanoparticles were prepared by a simple synthetic route and used

for the preparation of a nanofluid in several salinities in a core sample Berea.

Low salinity water injection has been used on the rock sample for improved oil recovery

(EOR), taking into account different water salinities. Where it is shown as a novel EOR

process in the presence of silica-based nanofluids to dynamically alter the core sample with

low salinity injection which has been studied experimentally.

Nanofluids were prepared with a suitable concentration of silica particles and salinities

ranging from 1,000 ppm to 5,000 ppm and at a temperature of 80 ° C with a pressure of

1,500 psi. The results showed an increase of the recovery by the use of nanoparticles in

conditions of low salinity. The optimum recoveries ultimately for 3,000 ppm with and without

the presence of nanofluids that were obtained are: 76.1% and 85.7%, respectively.

It was found that these crude recoveries depend heavily on the concentration of salinities

and increased with the best concentration of salinity plus nanoparticles.

Therefore, the dynamic behavior of the nanoparticles shows that it is a key role in the oil

displacement results.

Keywords: Silica nanoparticles; Nanofluid; Water injection; Enhanced oil recovery;

Low salinity

Contenido XI

Contenido

Pág.

Resumen ....................................................................................................................... VII

Lista de figuras ............................................................................................................ XIII

Lista de tablas ............................................................................................................. XIV

Introducción .................................................................................................................... 1

1. Aspectos teóricos. ................................................................................................... 9

1.1 Métodos de producción actuales. .................................................................... 9

1.1.1 Recuperación primaria. ......................................................................... 9

1.1.2 Recuperación secundaria. ................................................................... 11

1.1.3 Recuperación mejorada. ..................................................................... 11

1.2 Inyección de agua como método (EOR). ....................................................... 12

1.3 Agua de Baja Salinidad. ................................................................................. 13

1.4 Nanotecnología.............................................................................................. 14

2. Materiales y métodos. ............................................................................................ 15

2.1 Materiales. ..................................................................................................... 15

2.1.1 Materiales para la síntesis de salmueras. ............................................ 15

2.1.2 Materiales para la síntesis de nanopartículas. ..................................... 15

2.1.3 Materiales para la preparación de las muestras. ................................. 15

2.1.4 Materiales para la inducción de humectabilidad al crudo a las

muestras. .......................................................................................................... 16

2.1.5 Materiales para la prueba del ángulo de contacto. .............................. 16

2.1.6 Materiales para la prueba de imbibición espontanea. .......................... 16

2.1.7 Materiales para las pruebas de desplazamiento a condiciones de

yacimiento. ........................................................................................................ 16

XII Título de la tesis o trabajo de investigación

2.2 Métodos. ....................................................................................................... 17

2.2.1 Síntesis de salmuera. ......................................................................... 17

2.2.2 Síntesis de nanopartículas. ................................................................. 17

2.2.3 Caracterización de las nanopartículas. ............................................... 18

2.2.4 Preparación y tratamiento de las muestras. ........................................ 19

2.2.5 Método del ángulo de contacto. .......................................................... 19

2.2.6 Método de imbibición espontanea....................................................... 20

2.2.7 Pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento. ................. 21

3. Resultados y discusión. ........................................................................................ 25

3.1 Síntesis y caracterización de las nanopartículas. .......................................... 25

3.1.1 Tamaño de partícula. .......................................................................... 25

3.2 Preparación y tratamiento de las muestras. ................................................... 27

3.2.1 Método del ángulo de contacto para las muestras con inducción de

humectabilidad al crudo. ................................................................................... 28

3.3 Método de imbibición espontánea para las diferentes concentraciones de

salinidad. ................................................................................................................. 29

3.3.1 Método del ángulo de contacto para las diferentes concentraciones de

salinidad. .......................................................................................................... 32

3.4 Método de imbibición espontánea para salinidad de 3.000 ppm y las diferentes

concentraciones de nano partículas. ........................................................................ 33

3.5 Prueba de desplazamiento a condiciones de yacimiento. .............................. 35

4. Conclusiones y recomendaciones ....................................................................... 39

4.1 Conclusiones ................................................................................................. 39

4.2 Recomendaciones ......................................................................................... 40

Referencias ................................................................................................................... 41

Contenido XIII

Lista de figuras

Pág.

Figura 1-1: “Influencia de los mecanismos primarios de producción en la presión de

yacimiento y eficiencia de recuperación.” ....................................................................... 10

Figura 1-2: “Clasificación de los métodos de recuperación mejorada.”. ......................... 12

Figura 2-1: “Diagrama prueba de desplazamiento.” ....................................................... 24

Figura 3-1: “Medición Espectroscopía Infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR)”

26

Figura 3-2: “Medición por el método de Dispersión Dinámica de Luz (DLS)” ........... 27

Figura 3-3: “Preparación de muestras.” ......................................................................... 28

Figura 3-4: “Curvas de imbibición espontánea para las rocas tratadas con salmuera de

1.000; 3.000 y 5.000 ppm.” ............................................................................................. 30

Figura 3-5: “Barrar de error imbibición espontánea para las rocas tratadas con salmuera

de 1.000; 3.000 y 5.000 ppm” ......................................................................................... 31

Figura 3-6: “Curvas de imbibición espontánea para salinidad de 3.000 ppm y las

diferentes concentraciones de nanopartículas.”.............................................................. 33

Figura 3-7: “Barras de error imbibición espontánea para salinidad de 3.000 ppm y las

diferentes concentraciones de nanopartículas.”.............................................................. 34

Figura 3-8: “Curva de factor de recobro para el sistema base agua de 15.000 ppm y

sistema de baja salinidad con y sin presencia de nanopartículas”. ................................. 36

Contenido XIV

Lista de tablas

Pág.

Tabla 2-1: Propiedades del empaque de arena usado en la prueba de desplazamiento. 22

Tabla 2-2: Protocolo usado en la prueba de desplazamiento. ......................................... 23

Tabla 3-1: Angulo de contacto Muestra después de la inducción a la humectabilidad al

crudo. .............................................................................................................................. 28

Tabla 3-2: Ángulo de contacto de las diferentes concentraciones de salinidad. .............. 32

Introducción

El propósito de la presente investigación es dar a conocer los resultados de la inyección

de agua de baja salinidad en presencia nanopartículas, como un método para alterar la

humectabilidad de la roca yacimiento, misma incide en el proceso de recuperación

mejorada. La humectabilidad y su efecto en la recuperación de crudo a nivel de campo es

muy poco conocida [1,2], ya que los estudios en los yacimientos solo se basan en un

análisis macro y no en análisis específico, esto hace que se pase por alto el énfasis que

estudios de investigación científica a nivel de laboratorio requieren.

La inyección de agua en yacimientos de hidrocarburos tiene sus orígenes en los años

1920’s [1], esta técnica se empleó debido a que durante las primeras etapas de la industria

hidrocarburífera se presentaba una alta producción de agua y para no contaminar ríos o

lagos se adoptó la práctica de inyectar el agua producida hacia los yacimientos. Por los

años 1930’s, este método se sistematizó para cumplir principalmente con dos objetivos:

Mantener la presión y,

Desplazar los hidrocarburos de manera inmiscible para incrementar la recuperación

de crudo y prolongar la vida productiva de los yacimientos.

Hoy en día se tiene una sociedad inmensamente industrializada que consume y gasta

grandes cantidades de energía [2] según la publicación anual de la empresa británica BP

en la que se presentan datos estadísticos del sector energético a nivel mundial, el consumo

global de hidrocarburos durante el año 2017 fue de 97.6 millones de barriles diarios y se

estima que tanto el consumo y la demanda de hidrocarburos seguirán aumentando en los

próximos años.

Diversos estudios recientes estiman que la demanda mundial de energía continuará

dependiendo principalmente de hidrocarburos [3]. De acuerdo con los pronósticos

realizados para el 2030 los hidrocarburos contribuirán aproximadamente con el 60 por

ciento de la demanda total global, entre ellos el petróleo crudo contribuirá con el 35 por

ciento [4].

2 Introducción

La producción actual de hidrocarburos proveniente de recursos convencionales que se

encuentran en declinación, por lo que es importante incorporar reservas tanto de estos

recursos como de recursos no-convencionales, para satisfacer la futura demanda

energética. Es por eso, que métodos y técnicas como la recuperación secundaria y la

recuperación mejorada juegan un papel importante para el desarrollo de recursos

convencionales, ya que estos ayudan a incrementar la recuperación de petróleo

proveniente de estos yacimientos contribuyendo así con la gran demanda energética

mundial [2].

Actualmente, la inyección de agua es una técnica muy implementada a nivel mundial, ya

que es simple, segura, efectiva y económica [4]. Expertos consideran que la mayoría de

los yacimientos convencionales en algún momento podrían, están, o serán explotados

mediante la inyección de agua. Una de las nuevas tecnologías que ha cobrado importancia

en los últimos 20 años dentro de las técnicas de recuperación mejorada, EOR por sus

siglas en inglés, es la inyección de agua de baja salinidad, mejor conocida como LowSal

Waterflooding (LSW) y/o SmartWater en la literatura en inglés.

Este nuevo método de recuperación mejorada consiste principalmente en controlar la

salinidad y contenido iónico del agua que es inyectada al yacimiento con el fin de

incrementar la recuperación de crudo remanente. Se ha comprobado mediante pruebas de

laboratorio [5 -11] y pruebas piloto [12,13] que esta técnica EOR puede incrementar la

recuperación de crudo, principalmente cuando la salinidad del agua de inyección se

encuentra en el rango de 1,000-15,000 ppm. El método LSW no solo funciona como

método de recuperación mejorada, también se han obtenido resultados positivos al

utilizarlo como método de recuperación secundaria [6,7,8,13,16], pero pese a la gran

popularidad que la inyección de agua de baja salinidad ha obtenido en los últimos años,

los mecanismos por los que este método funciona todavía no están claros o no son

comprendidos del todo bien. Los primeros reportes o estudios en los que se obtuvo un

incremento en la recuperación de crudo remanente mediante la inyección de agua de baja

salinidad en núcleos de areniscas datan del año de 1967 [11].

Posteriormente, al investigar los efectos que tiene la inyección de agua en la

humectabilidad de la roca, Morrow y sus colaboradores [5,12,13], se dieron cuenta que los

cambios en la composición de la salmuera tienen un efecto positivo en la recuperación de

crudo [13].

Introducción 3

Investigadores como Tang & Morrow [5], decidieron profundizar en los efectos que tiene la

composición de las salmueras en la recuperación de crudo. Al inyectar agua de baja

salinidad (Concentración Total de Sólidos Disueltos) en areniscas, ellos obtuvieron un

incremento adicional en la recuperación de crudo in-situ de entre 3.5%-6%. Al finalizar con

sus pruebas experimentales concluyeron que esta técnica presentaba grandes beneficios.

Este estudio resultó ser el principal parámetro con referencia al método de inyección de

agua de baja salinidad para empezar a investigar y discutir los principales mecanismos

que están involucrados en el incremento de la recuperación de crudo mediante este

método.

La composición del agua inyectada, así como su efecto en el sistema roca-fluido es muy

importante ya que la eficiencia de desplazamiento y la posibilidad de aumentar la

recuperación de crudo se puede obtener mediante la manipulación de su composición. En

la década de los 90’s investigadores de la Universidad de Wyoming [5,13] estudiaron los

efectos de la composición de la salmuera inyectada, el crudo y la mineralogía de la

formación sobre la humectabilidad. Los investigadores Tang & Morrow [5], encontraron que

la inyección de agua de baja salinidad, entre 1,000– 5,000 ppm, mejoraba la recuperación

de crudo. A partir de este experimento el tema de inyección de agua de baja salinidad

comenzó a tomar relevancia entre los investigadores. Por lo que subsecuentemente, varias

pruebas experimentales en laboratorio y a nivel de campo han tratado de comprobar la

teoría del aumento en la producción de crudo mediante la inyección de agua de baja

salinidad como técnica de recuperación mejorada, dentro del yacimiento se establece un

equilibrio químico entre el crudo, la salmuera, y la roca (sistema CBR por sus siglas en

ingles). La distribución del agua y el crudo en el medio poroso se relaciona con la

humectabilidad de la roca. Esta propiedad tiene una gran influencia en el flujo multifásico

dentro del medio poroso, ya que rige las presiones capilares y las permeabilidades de la

roca relativas al crudo y al agua [4]. Se ha verificado que la inyección de agua de baja

salinidad altera el equilibrio químico que existe en el sistema CBR.

Durante la implementación de este método se establecen nuevas condiciones que afectan

las propiedades de la roca y la interacción roca-fluido. Se generan varios cambios al ocurrir

un intercambio iónico entre la formación y el agua inyectada; en la humectabilidad de la

roca; en el pH y en la tensión interfacial [5,6].

4 Introducción

La humectabilidad es uno de los factores más relevantes en los procesos de recuperación

de crudo y en la productividad del yacimiento, independientemente de su origen y

composición mineralógica [4,5]. Sin embargo, la humectabilidad de la roca de un

yacimiento puede ser alterada por diferentes mecanismos, los fluidos de perforación base

aceite pueden hacer que la roca sea humectable al agua a humectable al crudo, la

humectabilidad también puede verse alterada por la presencia de asfáltenos en el crudo y

otros procesos como la migración de finos, etc. Entonces la humectabilidad de una

superficie sólida se define, como la preferencia relativa de la superficie sólida a ser

cubierta, por uno de los fluidos con los cuales se encuentra en contacto, para el caso de

hidrocarburos se considera el crudo o el agua. [7]. El desempeño de un yacimiento se ve

afectado por el hecho de que la roca sea humectable por agua o por petróleo,

particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo,

suponer que una formación es mojada por agua equivocadamente puede producir daños

irreversibles en el yacimiento, por esta razón, es de suma importancia la correcta

comprensión de esta propiedad para la optimización de la recuperación de hidrocarburos.

Se ha hecho mucho énfasis acerca la identificación de los o el mecanismo dominante que

garantiza el éxito de la inyección de agua de baja salinidad. Sin embargo, varios

investigadores han propuesto el cambio de humectabilidad como mecanismo responsable

tanto para formaciones de carbonatos como para formaciones areno-arcillosas, los

mecanismos propuestos en la literatura son:

1. Migración de finos [5].

2. Aumento de pH y reducción en la tensión interfacial [15].

3. Intercambio iónico multicomponente [15].

4. Por efecto de la doble capa eléctrica [8].

5. Cambio de humectabilidad [9].

6. Mecanismo químico [10].

Se considera que el cambio de humectabilidad es el principal mecanismo responsable del

incremento en la recuperación de crudo durante la implementación de la inyección de agua

de baja salinidad. Sin embargo, Mahani [29] refiere al cambio de humectabilidad como un

efecto más y no un mecanismo, teoría con la que este trabajo de investigación coincide.

Introducción 5

Es importante mencionar que los mecanismos mencionados tienen como efecto un cambio

de humectabilidad, en la actualidad todavía no se llega a un consenso general de cuál de

todos los mecanismos es el principal responsable que genera el cambio de humectabilidad,

pero podrían ser todos los enlistados previamente. Autores como Drummond [30] ha

observado y propuesto que el cambio de humectabilidad se da por al aumento de pH

debido a la baja salinidad de la salmuera. Buckley [28] ha propuesto que la humectabilidad

cambia debido a la interacción entre los componentes polares del crudo y la roca. Lager

[6] considera a partir de sus pruebas experimentales que debido al intercambio iónico que

se da entre la formación y la salmuera de baja salinidad, existe una desorción de

componentes orgánicos de la formación lo que ocasiona que la humectabilidad sea

preferente al agua. Ligthelm y Nasralla [8;14] proponen, con base en sus pruebas

experimentales, que la expansión de la doble capa eléctrica es el principal mecanismo que

ocasiona el cambio de Humectabilidad. McGuire [15] propone que el incremento del pH y

la reducción de la tensión interfacial como uno de los principales mecanismos que alteran

la humectabilidad.

La humectabilidad es uno de los factores más relevantes en los procesos de recuperación

de crudo y en la productividad del yacimiento. Independientemente de su origen y

composición mineralógica, se considera que la mayoría de las rocas de yacimiento poseen

un estado mixto de humectabilidad; es decir, no son completamente humectable al agua

ni al crudo [16]. Sin embargo, la humectabilidad de la roca puede ser alterada por diferentes

mecanismos, los fluidos de perforación base aceite pueden alterar la roca de de

humectable al agua a humectable al crudo o a un estado de humectabilidad mixta. La

humectabilidad también puede verse alterada por la presencia de asfaltenos en el crudo

[17], y en procesos de inyección de gas [18]. Los procesos que involucran interacciones

iónicas y la precipitación en la superficie han sido identificados como los principales

mecanismos que contribuyen a la alteración de la humectabilidad de las superficies [17].

En la actualidad, se estudia en el mundo el uso de nanopartículas, debido a sus

características de relación área/volumen, alteración de su superficie, facilidad de síntesis

y tamaño, que permiten ser implementados en el yacimiento para procesos EOR/IOR y/o

en procesos de estimulación para la remediación/inhibición de los daños de producción sin

ningún tipo de problema por taponamiento o bloqueo en el medio poroso (yacimientos

areno-arcillosos) [19-20]. Recientemente, se ha difundido el uso de nanopartículas como

un tratamiento innovador y alternativo para la alteración de la humectabilidad.

6 Introducción

Dichas nanopartículas han sido empleadas en diversas industrias. En la industria petrolera,

se han usado en diversas aplicaciones como mejoramiento y recobro de bitumen [19-20],

optimización de los fluidos de perforación [21-22], control de migración de finos [23-24],

entre otras aplicaciones.

Las nanopartículas debido a su tamaño nanométrico (diámetro entre 1 y 100 nm), y a su

alta relación área superficial/volumen, pueden fluir a través de poros de la roca con

diámetro igual o inferior a 1 micra, la alta capacidad adsortiva que poseen las

nanopartículas puede contribuir a la alteración de la humectabilidad del sistema [16]. Los

métodos convencionales para alterar la humectabilidad han sido mediante inyección de

surfactantes, alteración de la salinidad e incremento de la temperatura [25]. Recientemente

las nanopartículas, también surten un efecto en la modificación de humectabilidad [45].

Investigadores como Giraldo y sus colaboradores [16] estudiaron la eficiencia de

nanofluidos con alúmina en la alteración de la humectabilidad en núcleos de yacimiento.

Se utilizaron cinco nanofluidos con diferente concentración de partículas que van desde

100 mg / L a 10.000 mg / L, y se prepararon mediante la dispersión de las nanopartículas

de alúmina en un agente tensoactivo comercial. Se realizaron pruebas de ángulo de

contacto y pruebas de imbibición. Se encontró que los nanofluidos podrían alterar

significativamente la humectabilidad de la roca. Conjuntamente también realizaron pruebas

de desplazamiento en núcleos mediante la inyección de un nanofluido en un empaque de

arena. El tratamiento fue eficaz en la alteración de la humectabilidad cambiando a una

condición fuertemente humectable al agua.

Zabala y colaboradores [27] estudiaron la evaluación del efecto en la movilidad y la

humectabilidad de un nanofluido base aceite a través de un medio poroso de dos campos

de crudo pesado colombianos, Chichimene y Castilla, a temperatura y presiones de

yacimiento (Chichimene: 210 ° F; Castilla: 188 ° F- Chichimene: 3002 psi; Castilla: 2495

psi). Con el fin de seleccionar el mejor diseño de nanopartículas, se realizaron las

isotermas de adsorción de los asfáltenos en dos tipos diferentes de nanopartículas. Los

resultados mostraron una reducción viscosidades de aceite de hasta 99% para Chichimene

y hasta del 98% para Castilla. Para cada tipo de crudo, se realizó un desplazamiento en

un núcleo mediante la inyección de nanofluidos a las condiciones del yacimiento.

Introducción 7

En este trabajo se logró que el uso de nanofluidos aumentara el recobro de crudo como

resultado de la inhibición de la adsorción de los asfáltenos en la superficie de la roca, la

reducción de la viscosidad, y la efectiva restauración de humectabilidad del núcleo.

Además, este trabajo pasó de ser experimental en el laboratorio a una inyección de campo

en el pozo Chichimene-39 de crudo pesado donde se muestra un incremento de 82,5 bbl/d

con respecto a la línea base. Otros autores como Ogolo [28], evaluaron diversas

nanopartículas en dispersantes como agua destilada, salmuera y etanol con el fin de

determinar el efecto que tenía cada sistema nanopartícula-dispersante sobre el recobro de

crudo y el cambio de la humectabilidad de las rocas. Estos autores encontraron que las

nanopartículas de sílice con tamaños entre 10 y 30 nm dispersas en etanol aumentaron el

recobro de crudo a través del cambio de humectabilidad de las rocas. Otras nanopartículas

como las de óxido de aluminio (de 40 nm) dispersas en salmuera y etanol además de

aumentar el recobro de crudo presentaron resultados relevantes al disminuir la viscosidad

del crudo estudiado. Dichos autores resaltaron la importancia del tipo del fluido usado para

la dispersión de las nanopartículas en el proceso de recobro de crudo.

Zhang y sus colaboradores [29], estudiaron el uso de nanopartículas de sílice para la

modificación de la humectabilidad de un crudo con 2.54% de asfaltenos en presencia de

salmuera con alta salinidad. Usaron nanopartículas de 19 nanómetros de diámetro en

concentración de 10% vol. para evaluar el proceso de imbibición. Por su parte, Onyekonwu

[30], estudiaron otro tipo de nanopartículas de polisilicona (PSNP) para recobro mejorado

de crudo. Evaluaron tres tipos de nanopartículas de polisilicona: PSNP lipofóbicas e

hidrofílicas, PSNP hidrofóbicas y lipofílicas (HLPN) y PSNP con humedad neutral (NWPN).

Encontraron que las nanopartículas más eficientes como agentes para el mejoramiento de

recobro de crudo en formaciones humectables al agua fueron las NWPN y HLPN, al

cambiar la humectabilidad de la roca de yacimiento y reducir la tensión interfacial. Por otro

lado, con las nanopartículas LHPN se obtuvieron factores de recobro muy bajos por lo que

se considera que este tipo de partículas podrían ser útiles para el mejoramiento de recobro

de crudo (EOR) en formaciones humectables al aceite. Por su parte kiani y sus

colaboradores [41] estudiaron el uso de nanopartículas gamma alúmina para su aplicación

en la recuperación mejorada de petróleo: un enfoque para la inyección de agua de baja

salinidad, ellos probaron concentraciones de salinidades de 2.000 a 200.000 ppm. Y

tamaño de partícula de 20 nanómetros de diámetro. Los resultados mostraron una

reducción de adsorción por el uso de nanopartículas en condiciones de baja salinidad.

8 Introducción

Se encontró que la recuperación de crudo depende de la concentración de salinidades y

se incrementaron con la disminución de la carga de salinidad. Por lo tanto, el

comportamiento de adsorción dinámica de los resultados de nanofluidos muestra un papel

clave en la migración de arcilla en el crudo desplazado.

Con base en lo anterior, la propuesta de este trabajo de investigación consiste en

comprobar que la implementación de la técnica de inyección de agua de baja salinidad

(1.000; 3.000 y 5.000 ppm) y su potenciación con nanopartículas de sílice (11 nanómetros)

puede alterar la humectabilidad de la roca yacimiento e incrementar la recuperación de

crudo remanente. Diferenciándose de investigaciones anteriores donde se han probado

salinidades superiores a 5.000 ppm y nanopartículas con tamaños mayores de 15

nanómetros mostrando buenos resultados en la alteración de humectabilidad del sistema

roca-fluido. A partir de ello, se espera que esta investigación mejore y/o alteré la

humectabilidad en el sistema de estudio y sea significativa de manera que se pueda

obtener una alta productividad, logrando así, tener una base para una futura prueba piloto

a nivel campo.

1. Aspectos teóricos.

A continuación, se presentan los aspectos teóricos relacionados o que hacen referencia a

la inyección de agua de baja salinidad, como un método novedoso de recuperación de

crudo y así también a las interacciones roca-nanopartícula como potenciador en dicha

recuperación de crudo (alteración de la humectabilidad) y los mecanismos empleados para

describir este fenómeno.

1.1 Métodos de producción actuales.

Actualmente las principales técnicas y tecnologías utilizadas en la industria petrolera para

la recuperación de hidrocarburos son:

la recuperación primaria,

recuperación secundaria y

recuperación mejorada.

1.1.1 Recuperación primaria.

La recuperación primaria es el principal método para producir hidrocarburos de los

yacimientos, ya que utiliza la energía natural del yacimiento sin necesidad de añadir,

alguna energía externa que forcé la salida de hidrocarburos de la formación o alteré las

propiedades de éste. Este tipo de recuperación está regida por fuerzas que intervienen en

el flujo de fluidos a través de un medio poroso: fuerzas viscosas, gravitacionales y

capilares. Este proceso se caracteriza por la variación de la presión en el yacimiento, los

ritmos de producción, la relación gas-crudo, la afluencia del acuífero y la expansión del

casquete de gas.

10 Efecto de las nanopartículas en la inyección de agua con baja salinidad como un método novedoso de recuperación mejorada: Alteración de la humectabilidad

Los principales fenómenos naturales que contribuyen al desplazamiento de hidrocarburos

desde los yacimientos hacia los pozos productores son:

1. Expansión roca-fluido.

2. Expansión del gas disuelto en el aceite.

3. Expansión del casquete de gas.

4. Empuje por afluencia de un acuífero.

5. Segregación gravitacional.

La eficiencia de recuperación del volumen original de crudo recuperado durante la

recuperación primaria depende del mecanismo de empuje dominante en el yacimiento. La

Figura 1-1 muestra la eficiencia que puede llegar a tener cada uno de los mecanismos de

empuje al disminuir la presión del yacimiento.

Figura 1-1: “Influencia de los mecanismos primarios de producción en la presión de

yacimiento y eficiencia de recuperación.”

Satter & G.C. Thakur, Integrated Petroleum Reservoir Management, 1994

Capítulo 1 11

1.1.2 Recuperación secundaria.

Se denomina como recuperación secundaria al proceso en el que se agrega energía a la

que naturalmente contiene el yacimiento con el fin de proveer un empuje adicional al

yacimiento mediante la inyección de fluidos [3]. Los principales métodos de recuperación

secundaria son la inyección de agua y gas.

La inyección de agua es el proceso mediante el cual se inyecta agua al yacimiento

principalmente para cumplir con dos objetivos:

Mantener la presión y

Desplazar los hidrocarburos de manera inmiscible para incrementar el factor de

recuperación y prolongar la vida productiva del yacimiento.

Si se tiene condiciones favorables, la inyección de agua es un método muy efectivo para

recuperar el crudo remanente en el yacimiento después de la recuperación primaria. Los

factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluyen;

baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del yacimiento.

1.1.3 Recuperación mejorada.

La recuperación mejorada (EOR por sus siglas en inglés) es aquel proceso en el que se

incrementa la recuperación de crudo mediante la inyección de materiales que no se

encuentran presentes normalmente en el yacimiento, o materiales que comúnmente están

en el yacimiento pero que son inyectados a condiciones específicas con el fin de alterar el

comportamiento fisicoquímico de los fluidos del yacimiento y de las propiedades roca-

fluido. [3]

Se clasifica a los métodos EOR en tres principales categorías:

Térmicos,

Químicos, y

Miscibles

Tal y como se muestra en la Fig. 1-2. Los métodos térmicos se utilizan principalmente para

desplazar crudos pesados y extra-pesados, y los métodos químicos y miscibles pueden

ser utilizados en crudos intermedios y ligeros.


Figura 1-2: “Clasificación de los métodos de recuperación mejorada.”.

Ramírez, Fred W, Aplicación de la Teoría de Control Óptimo de Recuperación

Mejorada de Petróleo, 1987

1.2 Inyección de agua como método (EOR).

En la actualidad, la inyección de agua es un método muy implementado a nivel mundial,

por su simplicidad, seguridad, efectividad y es económicamente favorable. Gran parte de

los ingenieros de yacimientos consideran que la mayoría de los yacimientos

convencionales en algún momento podrían, están, o serán explotados mediante la

inyección de agua. Dicha técnica es comúnmente utilizada para extraer grandes

volúmenes de crudo que quedan remanentes en el yacimiento después de la recuperación

primaria. Se reconoce que la primera inyección de agua fue accidental y ocurrió en 1865,

en la ciudad de Pithole, Pennsylvania [16]. En 1880, John F. Carll propuso que el agua, al

fluir en el pozo desde arenas poco profundas, se mueve a través de las arenas

impregnadas de aceite, beneficiando de esta manera a su producción.

Capítulo 1 13

Muchas de las primeras inyecciones de agua ocurrieron accidentalmente gracias a

escurrimientos de arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones superficiales que

penetraban los pozos perforados.

En la época del descubrimiento de la inyección de agua en yacimientos de petroleros y en

años recientes se pensó que la principal función de la inyección de agua era el

mantenimiento de presión.

Sin embargo, en la mayoría de los proyectos donde se implementa esta técnica,

especialmente en campos costa afuera, el agua de inyección se selecciona de tal forma

que sea compatible con el agua de formación, esto para no generar daño a la formación.

Desde los años 90’s hasta actualidad varios investigadores como (Jadhunandan, 1990;

Yildiz & Morrow, 1996; Tang & Morrow, 1999; McGuire et al, 2005; Austad et al, 2010;

Morrow & Buckley, 2011) reportaron que la inyección de agua de baja salinidad aumenta

la eficiencia de la recuperación de crudo en comparación con la inyección convencional de

agua de alta salinidad en yacimientos areno-arcillosos.

1.3 Agua de Baja Salinidad.

G.G. Bernard (1967) es el pionero con el análisis de la inyección de agua con baja salinidad

en núcleos de areniscas con contenido de arcilla. En su investigación, observó que la

recuperación de crudo era mayor cuando se inyectaba agua de baja salinidad que cuando

se inyectaba agua con salinidades altas (mayores a 5000 ppm). El menciono que el

aumento se debía a un mejoramiento de la eficiencia de desplazamiento ocasionado por

el hinchamiento de las arcillas presentes en el núcleo y por el bloqueo de poros ocasionado

por la migración de finos que se tenía al inyectar agua de baja salinidad. Vaidya & Floger

en el 1992 [31], al estudiar la generación de daño a la formación ocasionada por la

migración de finos, encontraron que el pH y el intercambio iónico influían significativamente

en este efecto. Ellos observaron que la permeabilidad en una muestra de arenisca Berea

saturada inicialmente con una salmuera de alta salinidad disminuía drásticamente cuando

la inyección de la salmuera era cambiada abruptamente a una de baja salinidad. La

investigación demostró que al existir un cambio abrupto en la salinidad del agua de

inyección (shock de salinidad) el pH del efluente aumentaba y la permeabilidad disminuía,

el incremento del pH se atribuye principalmente al intercambio iónico entre los cationes en

la superficie de la formación y a los protones de la salmuera de baja salinidad inyectada.


La idea original de la inyección de agua de baja salinidad se atribuye a Tang & Morrow en

1999 para aumentar la recuperación de crudo y su implementación como método de

recuperación. El objetivo de estas investigaciones era determinar las interacciones y

efectos entre la salmuera de inyección, el crudo y la mineralogía en la mojabilidad de la

roca. Adicional a esto varios estudios de laboratorio y de campo han demostrado que el

método LSW (Low Sal Water) puede incrementar el factor de recuperación. En dichas

pruebas se han obtenido valores de entre 0-35% del volumen de crudo originalmente in-

situ [10,11,14,17,18]. En pruebas piloto realizadas en la región de North Slope, Alaska [19]

se obtuvieron porcentajes de recuperación entre 6-12% de la saturación remanente de

crudo. En campos de la cuenca Powder River, Wyoming se obtuvieron porcentajes de 30-

37% del crudo original in-situ [20] y en campos de las formaciones Minnelusa y Green

River, Wyoming los porcentajes fueron de entre 7-12% del crudo original in-sit

1.4 Nanotecnología.

Hace algunos años se estudia en el mundo el uso de nanopartículas debido a sus

características de relación área/volumen, alteración de su superficie, facilidad de síntesis

y tamaño que permiten ser implementados en el yacimiento para procesos EOR/IOR y/o

en procesos de estimulación para la remediación/inhibición de los daños de producción sin

ningún tipo de problema por taponamiento o bloqueo en el medio poroso. Últimamente, se

ha difundido el uso de nanopartículas como un tratamiento innovador y alternativo para la

alteración de la humectabilidad de la roca. Actualmente las nanopartículas han sido

empleadas en diversas industrias. En la industria petrolera, se han usado en diversas

aplicaciones como mejoramiento y recobro de bitumen [19-20]., optimización de los fluidos

de perforación [21-22]., control de migración de finos [23-24]., entre otras aplicaciones.

Bajo este parámetro, las nanopartículas y los nanofluidos entendiéndose estos como

fluidos de acarreo de los materiales nano-particulados y se exhiben como alternativa para

alterar la humectabilidad de la roca para lograr aumentar de productividad del yacimiento.

Las nanopartículas debido a su tamaño nanométrico (diámetro entre 1 y 100 nm), y a su

alta relación área superficial/volumen. Debido a su tamaño, los nanofluidos son aptos para

la inyección, ya que no existe riesgo de obstrucción en las gargantas de poro del

yacimiento y pueden fluir a través de poros de la roca con diámetro igual o inferior a 1

micra. Adicionalmente, la alta capacidad adsortiva que poseen las nanopartículas puede

contribuir a la alteración de la humectabilidad del sistema [16].

2. Materiales y métodos.

2.1 Materiales.

2.1.1 Materiales para la síntesis de salmueras.

Los materiales utilizados para la síntesis de la salmuera de baja salinidad de cloruro de

sodio (NaCl masa molar 58,44 g / mol, Ensayo (Arg.): 99.0%; materia insoluble en H2O:

0.05% como: 0.0001% Fe: 0.005%; Panreac Química SLU Barcelona, España), fueron

agua desionizada y cloruro de sodio en concentraciones de 1000, 3000 y 5000 ppm y para

su potenciación se sintetizaron nanopartículas de sílice con tamaños de partícula y área

superficial definidos.

2.1.2 Materiales para la síntesis de nanopartículas.

Los materiales utilizados para la síntesis de las nanopartículas de sílice fueron: Tetraetil

ortosilicato TEOS (>99%, Sigma Aldrich, Estados Unidos), etanol (99.9%, Panreac,

España) e hidróxido de amonio NH4OH (30%, J.T. Baker, Estados Unidos).

2.1.3 Materiales para la preparación de las muestras.

Para la preparación de las muestras se utilizó dos núcleos de arena berea, de 1 pulgada

de diámetro por 2 de longitud, luego fueron lavadas, pesadas y secadas a una temperatura

de 40°C por aproximadamente 48 hrs, una de ellas se cortó en secciones iguales de un

centímetro de espesor.


2.1.4 Materiales para la inducción de humectabilidad al crudo a las muestras.

Posterior a la preparación y secado de la muestra de roca se induce a la humectabilidad

de crudo. Para ello se inyecta crudo de 20° API por baches alternando con etanol y agua

posterior se secan a 40°C durante 2 hrs.

2.1.5 Materiales para la prueba del ángulo de contacto.

La prueba de ángulo de contacto busca establecer de manera cuantitativa si un fluido es

humectable al crudo o al agua. Los materiales para esta prueba son:

Nuestras de roca de estudio,

Cámara fotográfica, y

Software de computación para determinar el ángulo

2.1.6 Materiales para la prueba de imbibición espontanea.

Es el primer paso del método de Amott [48] y consiste en colocar una muestra de roca

completamente saturada con un fluido en presencia de otro fluido y observar cuánto fluido

es desplazado de la muestra por efecto de imbibición del fluido que se encuentra en el

exterior de la muestra. Los equipos utilizados para esta prueba son:

Balanza electrónica,

Recipiente en este caso un Beaker de 500ml,

Salmuera sintética de 15.000 ppm,

Muestra de roca de estudio

2.1.7 Materiales para las pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento.

La prueba de desplazamiento se realiza para evaluar la eficacia de la salmuera en

presencia de nanopartículas para potenciar la recuperación de crudo alterando la

humectabilidad del medio poroso. Las nanopartículas de sílice con tamaño de partícula

promedio de 11 nm se le agrego a la salmuera con una concentración de 3.000 ppm. El

medio poroso usado fue arena Berea proporcionado por el laboratorio de yacimientos de

hidrocarburos de la Universidad Nacional de Colombia sede Medellín. Los equipos

utilizados son:

Capítulo 2 17

Bomba de desplazamiento positivo

Bomba de sobrecarga

Horno con regulador de temperatura

Transductor diferencial de presión

Sistema de adquisición de datos

Líneas de acero para flujo

Probetas

2.2 Métodos.

2.2.1 Síntesis de salmuera.

Para la síntesis de las salmueras se utilizó agua desionizada, posterior se pesó el cloruro

de sodio de acuerdo con la solución propuesta para cada concentración (1.000; 3.000 y

5.000 ppm) luego se agitó en una plancha de agitación a 300 rpm cada una de estas por

aproximadamente 60 minutos.

2.2.2 Síntesis de nanopartículas.

Nanopartículas de sílice: El método basado para la síntesis de las nanopartículas de

sílice fue el método sol-gel [21, 22]. El método sol-gel es definido como la preparación de

materiales cerámicos a partir de la preparación de un sol, la gelación del sol y la remoción

del solvente, los soles son dispersiones de partículas coloidales en un líquido, los coloides

son partículas sólidas con tamaños entre 1-100 nm (escala nanométrica.) Un gel es una

red rígida interconectada con poros de dimensiones submicrométricas y cadenas

poliméricas, cuya longitud es más grande que un micrómetro, el sol puede ser producido

a partir de precursores orgánicos o inorgánicos (por ejemplo, nitratos y alcóxidos) y pueden

consistir en partículas de óxidos densos o agregados poliméricos [22]. Actualmente se

tienen documentados tres métodos para sintetizar partículas sol-gel. El método 1, es la

gelación de partículas coloidales, el método 2, incluye la hidrólisis y la policondensación

de precursores de alcóxidos o nitratos seguido por un secado hipercrítico de geles y el

método 3 [22,23], incluye la hidrólisis y policondensación de precursores alcóxidos

seguidos por agitación y secado a condiciones ambientales.


En esta tesis de investigación, la síntesis de las nanopartículas de sílice están basadas en

el método 3 por su fácil aplicación. La sílica gel es sintetizada a través de la formación de

una red interconectada 3-D por la hidrólisis y policondensación simultánea de un precursor

organometálico, en este caso TEOS [22]. En este trabajo, se sintetizaron nanopartículas

con un tamaño específico de 11 nanómetros. Para el proceso de síntesis se añadieron los

reactivos en el siguiente orden: TEOS, etanol y 𝑁𝐻4 𝑂𝐻, Durante el proceso, la solución

se sometió a agitación continua y vigorosa se debe agitar la solución durante 60 minutos

a 25°C para asegurar un tiempo de reacción, la muestra debe presentar un color

blanquecino. Finalmente, la muestra se secó en una mufla a 80°C durante 24 horas.

2.2.3 Caracterización de las nanopartículas.

Para la caracterización del nanomaterial se realiza sin la adición del fluido, es decir el

material nanopartículado se encuentra en estado sólido, donde se obtuvieron los

siguientes resultados:

Tamaño de Partícula: para la caracterización del tamaño de la nanopartícula se utilizó el

equipo “Particulate Vasco”, mediante la técnica de dispersión dinámica de la luz (DLS) [23],

usando un NanoPlus-3 Particle Analyzer de Particulate Systems a temperatura de

laboratorio (aproximadamente 25°C), que mide la fluctuación de intensidad en el tiempo,

que es dependiente del tamaño de partícula, determina la distribución de tamaños de

partículas en suspensión que combina la detección de luz retrodispersada y la capacidad

para controlar el espesor de la muestra esto permite realizar mediciones muy precisas

incluso en dispersiones concentradas y en muestras oscuras como hidrocarburos.

Las nanopartículas, son adicionadas al fluido base luego son sometidas a sonicación

durante 20 min con el fin de evitar la sinterización. Un volumen del nanofluido

aproximadamente de 2 ml es llevado a la celda de medición. El equipo con los datos de

índice de refracción y mediante la ecuación de Stokesinstein para movimiento browniano

junto con un método estadístico cuantifica los tamaños de las partículas y la distribución

de tamaños, el tamaño promedio de las nanopartículas fue de 11 nm.

Capítulo 2 19

2.2.4 Preparación y tratamiento de las muestras.

Con el fin de no tener resultados fuera de rango las muestras fueron lavadas con tolueno

y metanol en una concentración 70/30 respectivamente, hasta que el solvente usado sea

incoloro después del lavado. Posterior fueron pesadas y secadas a una temperatura de

40°C por aproximadamente 48 hrs, una de ellas se cortó en secciones iguales de un

centímetro de espesor. Para determinar si la superficie de una roca porosa esta

humectable al petróleo, puede ser reparada o alterar su humectabilidad con la inyección

de agua de baja salinidad y ser potenciada con nanopartículas, es necesario preparar las

muestras de roca e inducirle a dicha humectabilidad, dado que estas son las condiciones

en que se encuentran en el yacimiento. Posterior a la preparación y secado de la muestra

de roca se induce la humectabilidad al crudo. Para ello se inyecta crudo del Campo Dina

de 20° API por baches alternando con etanol a una temperatura de 90°C, luego de la

inyección las muestras son secadas a 40°C durante 2 horas. Una vez comprobada la

humectabilidad al crudo, cada una de las muestras cortadas (diámetro = 1 cm; grosor = 1

cm), son tratadas con las respectivas salmueras (1.000; 3.000 y 5.000 ppm) son sometidas

a una temperatura de 90°C por 24 horas, posterior se realiza la toma del ángulo de contacto

y finalmente la imbibición

2.2.5 Método del ángulo de contacto.

En este caso, se busca establecer si una gota de agua o crudo tiene preferencia por la

roca estudio (Berea) representativa del yacimiento. Esta prueba se realiza sobre la roca

virgen, es decir, sin inducción de algún tipo de humectabilidad, para determinar su ángulo,

luego sobre la roca tratada para verificar si efectivamente es humectable al crudo o al agua,

posterior sobre la roca tratada, es decir, agua de baja salinidad de 1.000; 3.000 y 5.000

ppm más nanopartículas, para establecer el efecto sobre la humectabilidad de la roca.

Inicialmente, se coloca una gota agua sobre la superficie de la roca en estudio, si el ángulo

de contacto que forma la gota de agua con la superficie de la roca es menor de 90° se dice

que la roca es humectable al agua, si es igual a 90° tiene humectabilidad intermedia (puede

ser humectable al agua y al crudo) y si el ángulo de contacto es mayor a 90° se dice que

la roca tiene preferencia por el crudo (humectable al crudo).


De manera similar, se coloca una gota de crudo sobre la superficie la muestra de roca. Y

se tienen en cuenta los mismos criterios: Si el ángulo de contacto que forma la gota de

crudo con la superficie de la roca es menor de 90° se dice que la roca es humectable al

crudo, si es igual a 90° tiene humectabilidad intermedia (puede ser humectable al agua y

al crudo) y si el ángulo de contacto es mayor a 90° se dice que la roca tiene preferencia

por el agua (humectable al agua). Después de obtener las muestras de roca tratadas, los

materiales para determinar por medición del ángulo de contacto a la inducción de

humectabilidad la crudo y las salmueras con y sin presencia de nanopartículas, son

capaces de alterar la humectabilidad de la roca son los siguientes: agua destilada, crudo,

tratamientos con diferente concentración de salmueras (1.000, 3.000 y 5.000), goteros,

Beakers o vasos de precipitado de 500 ml Muestras de roca (diámetro = 1 cm; grosor = 1

cm), Agitador magnético, Plancha de agitación , Soporte universal, Cámara digital.

Procedimiento:

1. Se toma la medida del ángulo de contacto en la roca virgen; roca inducida a la

humectabilidad, rocas tratadas con salmueras 1.000; 3.000 y 5.000 ppm y con

nanopartículas en concentraciones de 0.1; 0.05 y 0.001 %wt colocando una gota

de fluido (crudo o agua) lentamente sobre la superficie rocosa, e inmediatamente

se toma una fotografía del sistema. El ángulo de contacto se estima mediante un

software de diseño.

2. Las muestras de roca se sumergen por separado en el respectivo tratamiento

(1.000; 3.000 y 5.000 ppm) y se someten a calentamiento a 90 °C durante 48 horas.

Luego las muestras se secan a la misma temperatura durante 24 horas.

3. Se mide nuevamente el ángulo de contacto en las superficies rocosas tratadas con

la mejor concentración de salmuera y nanopartículas.

2.2.6 Método de imbibición espontanea.

Es el primer paso del método de Amott [38] y consiste en colocar una muestra de roca

completamente saturada con un fluido en presencia de otro fluido y observar cuánto fluido

es desplazado de la muestra por efecto de imbibición del fluido que se encuentra en el

exterior de la muestra.

Capítulo 2 21

En este caso las muestras de roca se encuentran saturadas con las salmueras de 1.000;

3.000 y 5.000 ppm, después de determinar la mejor interacción de estas con el medio de

estudio, a esta se le agrega las diferentes concentraciones de nanopartículas (0.1; 0.05 y

0.001 %wt). Este método tiene las siguientes ventajas: permite una rápida idea de la

humectabilidad, no requiere equipo complicado, se puede trabajar en el mismo pozo. Sin

embargo, presenta las siguientes desventajas: La tasa de imbibición no depende solo de

la humectabilidad sino también de la viscosidad, tensión interfacial, estructura de los poros

y la saturación inicial del núcleo. [27]

El procedimiento sugerido es el siguiente:

• Se lleva núcleo a condiciones de saturación de agua irreductible(Swir).

• Se coloca en un recipiente lleno simulando condiciones de yacimiento en este caso con

agua de formación sintética (15.000 ppm) el recipiente debe ser lo suficientemente grande

como para que la muestra de roca no toque las paredes.

• Se mide la tasa y la cantidad de crudo desplazado, si el núcleo es fuertemente humectado

por agua la tasa de imbibición es alta y se traduce como menor humectabilidad al crudo,

si no imbibe agua el núcleo tiene humectabilidad neutra o es humectado por el crudo y si

el núcleo no imbibe agua se lleva a Sor y se sumerge bajo crudo.

2.2.7 Pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento.

En la Figura 2.1, se muestra el montaje de la prueba de desplazamiento llevada a cabo

para determinar el porcentaje de recobro de petróleo mediante la inyección de agua de

baja salinidad (3.000 ppm) con y sin presencia se nanopartículas a una tasa de 0,3 cm3

/min. La prueba de desplazamiento se realiza para evaluar la eficacia de la inyección de

agua baja salinidad, en presencia de nanopartículas para mejorar la movilidad del crudo,

que, a su vez, se traduce en desplazamiento del mismo aumentando el factor de recobro.

La metodología para la prueba de desplazamiento que se muestra a continuación ha sido

aplicada en estudios anteriores realizados por el grupo de investigación de yacimientos de

hidrocarburos de la Universidad Nacional de Colombia Sede Medellín [26].


Muestra de roca: El medio poroso que se propone para esta prueba es arena Ottawa.

Inicialmente, se debe lavar la arena con agua desionizada para remover las impurezas en

la superficie de la muestra y luego se coloca al vacío a 333 K por 12 horas para evaporar

el contenido de agua remanente en la arena. Luego, aproximadamente 150 g de la arena

debe ser transferida a la columna de acero para el empaquetamiento. La permeabilidad

absoluta del medio poroso debe ser medido inyectando agua después de empacar la

arena. Se recomienda inyectar el agua dentro del medio poroso a una relación definida de

0.3 mL/min. Para esta prueba se usan dos transductores de presión para registrar los

valores de presión en los puntos de inyección y de producción. Las propiedades del

empaque de arena se presentan en la Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Propiedades del empaque de arena usado en la prueba de desplazamiento.

Propiedades de la muestra Longitud (cm) 5,85

Diámetro(cm) 3,83

Área (cm2) 11,52

Volumen total (cc) 67,40

Volumen poroso (cc) 14,43

Porosidad 21%

Preparación de la suspensión con nanopartículas: Para la prueba de inyección del

fluido, se prepara una suspensión con las nanopartículas sintetizadas de sílice a una

concentración de 500 ppm en una mezcla acuosa (agua de baja salinidad 3.000 ppm). La

mezcla se agita a 25°C por 6 horas y luego se somete a un baño ultrasónico a la misma

temperatura por 24 horas para asegurar que las nanopartículas queden suspendidas en el

fluido.

Montaje experimental y procedimiento: El montaje experimental consiste principalmente

en un cilindro que contiene el nanofluido (nanopartículas de sílice + salmuera de baja

salinidad 3.000 ppm), una bomba comercial, una bomba de desplazamiento positivo,

colectores y un porta muestras de acero inoxidable. El nanofluido debe ser inyectado

dentro del medio poroso y bombeada hacia la muestra de roca. Las condiciones de trabajo

que se definieron fueron: temperatura de 90°C y un valor de presión de sobrecarga de

2500 psi, manteniendo una presión efectiva de 1500 psi.

Capítulo 2 23

Para mantener la prueba a condiciones de yacimiento, la presión de sobrecarga se debe

mantener a la presión de poro utilizada mediante el bombeo de un fluido incompresible al

núcleo.

Para llevar a cabo la prueba de desplazamiento se debe seguir el siguiente procedimiento:

Tabla 2-2: Protocolo usado en la prueba de desplazamiento.

Pasos Descripción Condición de prueba

Justificación.

1 Construcción de empaque de arena.

P y T de prueba

Impregnar arena con crudo, dejar secar y verificar permeabilidad

2 Inyección de aceite P y T de prueba

Saturar medio con aceite

3 Inyección de salmuera 1. (Agua de formación sintética

de 15.000 ppm NaCl)

P y T de prueba

Construir curva Np, determinación de Kw a Sor

4 Inyección salmuera 2. (Salmuera de baja salinidad

3.000 ppm NaCl)

P y T de Prueba

Verificar volumen adicional de recobro de aceite

5 Inyección de salmuera 3. (Salmuera baja salinidad

3.000 ppm más la concentración de nanopartículas)

P y T de Prueba

Verificar volumen adicional de recobro de aceite

Este proceso se realiza a la temperatura y presión de poro seleccionadas previamente,

luego a la misma temperatura y bajo esa condición el crudo se inyecta hasta que ya no

exista cambio de presión. Para la construcción de la curva base a saturación de crudo

irreductible (Sor), se inyectaron 10 volúmenes de poro (PV) de agua de formación sintética

(15.000 ppm) para medir la permeabilidad y la construcción de la curva de producción

acumulada de petróleo. Adicionalmente se inyecta, 20 PV de agua de baja salinidad (3.000

ppm) donde se evidencia un volumen adicional de recobro de crudo y se construye la curva

de recobro de petróleo (Np). Por último, se inyecta salmuera baja salinidad de 3.000 ppm

más la concentración de nanopartículas (0.05 %wt) y se verifica el volumen adicional de

recobro de crudo, donde se evalúa el efecto del nanofluido sobre la alteración de la

humectabilidad de la roca de yacimiento.


Figura 2-1: “Diagrama prueba de desplazamiento.”

Maricelly Martínez Aguilar Medellín, Colombia 2014

En la presente sección se exhibieron los materiales y métodos usados para cada prueba

experimental realizada en esta tesis de investigación y se presentaron los métodos de

síntesis y caracterización de las nanopartículas de sílice con un tamaño de partícula S11.

Cabe resaltar que para la caracterización de las nanopartículas sintetizadas se empleó la

técnica de dispersión dinámica de luz (DLS) para comprobar el tamaño de partícula

promedio obtenido, de manera similar, se presentaron las técnicas y materiales usados

para la prueba de desplazamiento a condiciones dinámicas, las cuales sirven para evaluar

el desempeño de la inyección de agua de baja salinidad con y sin presencia de

nanopartículas a temperatura y presión alta y verificar el aumento del recobro de crudo.

3. Resultados y discusión.

El presente capítulo se enfoca en exponer los resultados obtenidos durante el desarrollo

experimental. Se plantea también una discusión de los resultados de cada una de las

pruebas tanto dinámicas como estáticas. Esto con la finalidad de comprobar el objetivo de

este trabajo de investigación, que consiste en demostrar la efectividad del método de

inyección de agua de baja salinidad con y sin presencia de nanopartículas en yacimientos

con humectabilidad al crudo y analizar los mecanismos involucrados en él.

3.1 Síntesis y caracterización de las nanopartículas.

3.1.1 Tamaño de partícula.

Las distribuciones de tamaño de partícula de las nanopartículas sintetizadas fueron en

promedio de 11 nanómetros valor que es el tamaño de partícula obtenido a través de las

medidas en el laboratorio identificadas por Espectroscopía Infrarroja con Transformada de

Fourier (FTIR) [19, 20], el resultado que arroja el equipo es un espectro de infrarrojo, con

este método podemos asegurar que la nanopartícula sintetizada sea de sílice para cumplir

con el propósito del trabajo. Para la medición se usó un espectrómetro infrarrojo por

transformada de Fourier IRAffinity 1S de Shimadzu (Japón), equipado con un

interferómetro Michelson (30° ángulo de incidencia). Para la preparación de la muestra se

maceraron las nanopartículas con Bromuro de Potasio (KBr), se tomaron

aproximadamente 5 mg de la mezcla y se ingresó en el porta muestra, al finalizar se hizo

el análisis de las bandas representativas. Por otro lado, se realizó el autosecado de la

muestra con el fin de conseguir una medida más exacta y acertada del material, finalmente,

se realizó el análisis de las nanopartículas sintetizadas La caracterización del tamaño de

la nanopartícula se hizo a través del equipo de dispersión dinámica de la luz (DLS), que

combina la detección de luz retrodispersada y la capacidad para controlar el espesor de la

muestra utilizando la Relación de Einstein de la teoría cinética.


Esto permite realizar mediciones muy precisas incluso en dispersiones concentradas. Este

equipo tiene la ventaja de tomar medidas con las partículas en suspensión en cualquier

medio líquido. usando un NanoPlus-3 Particle Analyzer de Particulate Systems a

temperatura de laboratorio (aproximadamente 25°C), que mide la fluctuación de intensidad

en el tiempo, que es dependiente del tamaño de partícula, determina la distribución de

tamaños de partículas en suspensión

En la figura 3-1 muestra el espectro infrarrojo en el rango de 4500 a 1203 cm-1,

correspondiente a la muestra sintetizadas (sílice). En el espectro la primera banda se

encuentra a 725 cm-1 que corresponden a vibraciones del enlace Si-O. La segunda banda

cerca de 750 cm-1 y 800 cm-1 corresponde a la flexión de Si-O y una última banda en 1107

cm-1 y 1203 cm-1, la más intensa, está asociada a movimientos y estiramientos asimétricos

Si-O en los cuales los átomos adyacentes de oxigeno se mueven, dando como resultado

la confirmación que se trata de partículas de sílice.

En la Figura 3-2 se muestran las distribuciones de tamaño de partícula de sílice, misma

que muestra un único pico en el cual el punto más intenso se encuentra aproximadamente

a 11 nm, es decir, cuando el haz de luz atraviesa la muestra, el mayor tamaño promedio

de partícula estuvo en ese rango. Con este único pico se puede determinar el coeficiente

de difusión de las partículas, corroborando que cuando un sistema es monodisperso solo

debe tener una única distribución en el tamaño de partícula.

Figura 3-1: “Medición Espectroscopía Infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR)”

Capítulo 3 27

Figura 3-2: “Medición por el método de Dispersión Dinámica de Luz (DLS)”

3.2 Preparación y tratamiento de las muestras.

Con el fin de no tener resultados fuera de rango las muestras fueron lavadas con tolueno

y metanol en una concentración 70/30 respectivamente, hasta que el solvente usado sea

incoloro después del lavado. Posterior fueron pesadas y secadas a una temperatura de

40°C por aproximadamente 48 hrs, una de ellas se cortó en secciones iguales de un

centímetro de espesor.Para determinar si la superficie de una roca porosa esta humectable

al petróleo, puede ser reparada o alterar su humectabilidad con la inyección de agua de

baja salinidad y ser potenciada con nanopartículas, es necesario preparar las muestras de

roca e inducirle a dicha humectabilidad, dado que estas son las condiciones en que se

encuentran en el yacimiento. Posterior a la preparación y secado de la muestra de roca se

induce la humectabilidad al crudo. Para ello se inyecta crudo del Campo Dina de 20° API

por baches alternando con etanol a una temperatura de 90°C, luego de la inyección las

muestras son secadas a 40°C durante 2 horas. La figura 3-1 muestra el antes y después

del tratamiento de las muestras. Una vez comprobada la humectabilidad al crudo, cada

una de las muestras cortadas (diámetro = 1 cm; grosor = 1 cm), son tratadas con las

respectivas salmueras (1.000; 3.000 y 5.000 ppm) son sometidas a una temperatura de

90°C por 24 horas, posterior se realiza la toma del ángulo de contacto y finalmente la

imbibición.


Figura 3-3: “Preparación de muestras.”

3.2.1 Método del ángulo de contacto para las muestras con inducción de humectabilidad al crudo.

En la Tabla 3-1. se presentan los valores del ángulo de contacto para la gota de agua y de

crudo en el caso del método de inducción de la humectabilidad al crudo. Se observa que

el ángulo de contacto de la gota de agua es 105° para la roca virgen, es decir, después de

la inducción de humectabilidad al crudo, ya que ésta no es atraída completamente por la

superficie de la roca. Caso contrario sucede cuando se pone una gota de crudo en la

superficie de la roca, esta es aceptada por la misma demostrando así su afinidad.

Tabla 3-1: Angulo de contacto Muestra después de la inducción a la humectabilidad al

crudo.

Antes de la de la inducción de

humectabilidad al crudo.

Después de la inducción de

humectabilidad al crudo.

ÁNGULO DE CONTACTO

GOTA DE CRUDO GOTA DE AGUA

Muestra después de la

inducción a la humectabilidad

al crudo

Capítulo 3 29

Se puede inferir el hecho que la mayoría de los yacimientos ya sean carbonatos o

areniscas son mojados por agua. El capítulo 1, menciona que se presentan fuertes

características de humectabilidad por crudo, que la mayoría de los estudios atribuyen a la

migración de crudo dentro del reservorio. Sin embargo, recientes estudios han revelado la

predominante tendencia y no absoluta tendencia de las areniscas a volverse mojadas por

crudo, mientras los carbonatos a hacerse mojados por agua.

En Tabla 3.1 se evidencia que se alteró la humectabilidad de la muestra de roca y se

verifica con el método del ángulo de contacto que tiene una fuerte humectabilidad al crudo.

En contraste a lo anterior, y de manera adicional se puede referirse a los yacimientos que

la mayoría de las veces presentan humectabilidad al crudo como recobro deficiente por

inyección de agua, ya que el agua no se imbibe dentro de la matriz, pero fluirá

preferencialmente en las grietas que pueda encontrar, lo cual se traduce en bajos recobros

de barriles en superficie.

3.3 Método de imbibición espontánea para las diferentes concentraciones de salinidad.

Con el fin de evaluar el efecto de cada componente del diseño de experimentos, se

realizaron curvas de imbibición espontánea para evaluar el cambio de humectabilidad de

crudo a agua. Estos componentes son: agua de baja salinidad con concentraciones de

1.000; 3.000 y 5.000 ppm. El eje “y” indica el peso adimensional adquirido por la roca

durante el proceso de imbibición y el eje “x” el tiempo en el que ganaban determinado peso.

En la Figura 3-4 se muestra los resultados de la imbibición para cada concentración de

salinidad.


Figura 3-4: “Curvas de imbibición espontánea para las rocas tratadas con salmuera de

1.000; 3.000 y 5.000 ppm.”

En la Figura 3-4, y 3-5 se presentan las curvas de imbibición espontánea y de barras de

error respectivamente para muestras tratadas con salmuera de baja salinidad, para la roca

“dañada” (roca con humectabilidad al crudo). Se observa que hay una mayor

humectabilidad al agua para la roca tratada con 3.000 ppm de concentración de sal (NaCl).

Es bien conocido que la presión capilar, que es la principal fuerza en la prueba de

imbibición espontánea, aumenta a medida que la fase de humectación es más fuerte. Por

ello, el proceso de imbibición casi imperceptible más lento se evidencia en las rocas con

1.000 y 5.000 ppm que presentan menor humectabilidad al agua que para la roca con

3.000 ppm de concentración de sal. En la figura 3-5 se muestra las barras de error donde

se evidencia dicha afirmación de una manera más clara

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00

mw

/mw

t

Tiempo (horas)

Imbibición Muestra (salmueras)

salmuera 1000 ppm salmuera 3000 ppm salmuera 5000 ppm

Capítulo 3 31

Figura 3-5: “Barrar de error imbibición espontánea para las rocas tratadas con salmuera

de 1.000; 3.000 y 5.000 ppm”

En la figura 3-5, se muestra las barras de error, mismas que se utilizan para indicar el error

que se estima en la medida de imbibición espontanea; es decir, una barra de error indica

la incertidumbre de un valor, permite detectar y representar diferencias significativas entre

las tres salmueras estudiadas. La significación nos dice la probabilidad de que las

diferencias que han observado no sean debidas al azar, una barra de error larga significa

que la concentración de los valores sobre los que se calculó el promedio es baja y que,

por lo tanto, el valor no se conoce con seguridad. Caso contrario, una barra de error corta

significa que la concentración de valores es elevada y que, por lo tanto, el valor se conoce

con más seguridad. Pero la gran ventaja de las barras de error es que su longitud nos dice,

de manera gráfica, la cantidad de incertidumbre que hay en la medición de los datos, unas

barras muy grandes indican mucho error, pero si son pequeñas indicarán bajos valores de

error. Con este tipo de gráfico es más clara la medición en el proceso de imbibición, aunque

estadísticamente se evidencie una mínima diferencia, está se confirma con la prueba de

ángulo de contacto, con lo cual se logra identificar que la salmuera de 3.000 ppm, logra un

mayor desplazamiento del fluido en la roca, mejorando así la condición de humectabilidad.

0,29

0,320,30

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

salmuera 1.000 ppm salmuera 3.000 ppm salmuera 5.000 ppm

mw

/mw

tBarras de error prueba de

Imbibición


3.3.1 Método del ángulo de contacto para las diferentes concentraciones de salinidad.

En la Tabla 3-2 se presenta una tendencia descendente de los menores ángulos de

contacto que corresponden a las concentraciones de las diferentes salinidades con mayor

modificación de la humectabilidad. De esta manera el menor ángulo de contacto de las

rocas tratadas con las salmueras es para la que tiene una concentración de 3.000 ppm.

Dicho resultado concuerda con las curvas de imbibición presentadas en el punto 3.3 de

este capítulo.

Tabla 3-2: Ángulo de contacto de las diferentes concentraciones de salinidad.

En una roca mojada por agua, la salmuera ocupa los poros más pequeños y forma una

película continua sobre toda la superficie de la roca, pero en una roca mojada por crudo,

la salmuera se localiza en el centro de los poros más grandes. Esta diferencia en la

distribución de la salmuera causada por la humectabilidad llega a ser muy importante a

medida que se disminuye la saturación de la salmuera. Este fenómeno se atribuye a

mecanismos asociados con el cambio de humectabilidad que son mencionados en capítulo

1 de este trabajo de investigación.

ÁNGULO DE CONTACTO

GOTA DE CRUDO GOTA DE AGUA

Muestra con salmuera

1.000 ppm


3.000 ppm


5.000 ppm

Capítulo 3 33

3.4 Método de imbibición espontánea para salinidad de 3.000 ppm y las diferentes concentraciones de nano partículas.

En la Figura 3-6, se presentan las curvas de imbibición espontánea para muestras tratadas

con salmuera de baja salinidad (3.000 ppm) y nanopartículas de sílice. Se observa que hay

una mayor humectabilidad al agua para la roca tratada con 0.05 wt% de nanopartículas.

La presión capilar, que es principal mecanismo en la prueba de imbibición espontánea,

aumenta a medida que la fase de humectante es más fuerte.

Bajo ese parámetro, el proceso de imbibición más lento se evidencia en la roca sin

concentración de nanopartículas. La muestra con tratamiento que presenta una menor

humectabilidad al agua es la roca con 0.1wt% de nanopartículas. Esto se traduce que no

siempre se cumple que a mayor cantidad de nanopartículas hay un mejor efecto sobre la

humectabilidad de la roca.

Figura 3-6: “Curvas de imbibición espontánea para salinidad de 3.000 ppm y las diferentes

concentraciones de nanopartículas.”

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00

mw

/mw

t

Tiempo (horas)

Imbibición Muestra Dañana (Agua - salmueras)

salmuera 3000 ppm cooncentracion nanos 0.1 wt%

concentracion de nanos 0.5 wt% concentracion nanos 0.01 wt%


En la Figura 3-6 y 3-7 se presentan las curvas de imbibición espontánea y barras de error

respectivamente para las rocas tratadas con nanopartículas de sílice y salmuera. En este

caso y de manera similar con lo presentado en la Figura 3-5 y la tabla 3-2, la muestra de

roca tratada con 0.5 wt% de nanopartículas de sílice y 3000 ppm de sal muestra un mejor

comportamiento al presentar mayor humectabilidad al agua que el resto de los tratamientos

aplicados a las diferentes muestras. En este caso, también se evaluaron bajas y altas

concentraciones de tratamiento y se evidencia que la concentración óptima es 0.5 wt%

esta concentración presentó un mayor cambio de humectabilidad al agua. A partir de estos

resultados, se puede observar, además, que existe un efecto sinérgico entre las

nanopartículas y la salmuera de baja salinidad, dicho efecto se debe a que la salmuera con

concentración baja de sal logra alterar el pH y la tensión interfacial del sistema, mientras

las nanopartículas son adsorbidas en la superficie de la roca, logrando así los dos

componentes (salmuera/nanopartículas) un cambio de humectabilidad muy alto con

preferencia al agua. Bajo este parámetro, se evidencia que la inyección a agua de baja

salinidad y las nanopartículas de sílice sin modificación en un sistema acuoso logran

restauran satisfactoriamente la humectabilidad de la roca, Es bien sabido que la

concentración de los iones presentes en la salmuera inyectada puede afectar las

interacciones con la matriz de roca e influir en la presión diferencial durante la inyección.

De esta manera se logra inhibir el daño de formación que pudo ser ocasionado por el

cambio de humectabilidad de la roca yacimiento

Figura 3-7: “Barras de error imbibición espontánea para salinidad de 3.000 ppm y las

diferentes concentraciones de nanopartículas.”

0,500,53

0,39

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

Concentración Nps 0.1wt%



mw

/mw

t

Barras de error concentración de nanopartículas

Capítulo 3 35

En la figura 3-7, se muestra las barras de error, mismas que se utilizan para indicar el error

que se estima en la medida de imbibición espontanea para las concentraciones de

nanopartículas; es decir, una barra de error indica la incertidumbre de un valor, permite

detectar y representar diferencias significativas entre las tres concentraciones estudiadas.

La significación nos dice la probabilidad de que las diferencias que han observado no sean

debidas al azar, una barra de error larga significa que la concentración de los valores sobre

los que se calculó el promedio es baja y que, por lo tanto, el valor no se conoce con

seguridad. Caso contrario, una barra de error corta significa que la concentración de

valores es elevada y que, por lo tanto, el valor se conoce con más seguridad. Pero la gran

ventaja de las barras de error es que su longitud nos dice, de manera gráfica, la cantidad

de incertidumbre que hay en la medición de los datos, unas barras muy grandes indican

mucho error, pero si son pequeñas indicarán bajos valores de error. Con este tipo de

gráfico es más clara la medición en el proceso de imbibición, para las diferentes

concentraciones de nanopartículas, aunque estadísticamente se evidencie una mínima

diferencia entre las concentraciones de 0.1 wt% y 0.5wt%, esta última logra una mayor

eficiencia en la imbibición, mejorando así la condición de humectabilidad y por ende influye

en el factor de recobro.

3.5 Prueba de desplazamiento a condiciones de yacimiento.

Las pruebas de desplazamiento fueron realizadas con el fin de comprobar el efecto que

ejercen la inyección de agua de baja salinidad con y sin presencia de nanopartículas en la

alteración de la humectabilidad a condiciones de yacimiento. El objetivo de esta prueba

fue observar la cantidad de crudo producido con cada una de las salmueras seleccionadas

para el desplazamiento más la concentración óptima de nanopartículas. Así como también

observar la cantidad o porcentaje extra de crudo producido una vez que se cambia de una

salmuera de alta salinidad a una de baja salinidad y con la adición de nanopartículas. En

la Figura 3.8 se presentan la curva de factor de recobro para la etapa de inyección de agua

de baja salinidad y después del tratamiento con el nanofluido donde se logra evidenciar el

aumento del factor de recobro de crudo. La curva de factor de recobro se construyó con

base al crudo que había en el medio poroso al inicio de cada etapa.


El factor de recobro después de La inyección de agua de baja salinidad fue de 76,1% y

después del tratamiento con el nanofluido fue de 85,7%. Los resultados obtenidos son

coherentes.

Figura 3-8: “Curva de factor de recobro para el sistema base agua de 15.000 ppm y

sistema de baja salinidad con y sin presencia de nanopartículas”.

Se presentan las curvas de factor de recobro para la etapa posterior a la de una salmuera

sintética de yacimiento y después una salmuera de baja salinidad de 3.000 ppm y el

tratamiento con el nanofluido donde se logra evidenciar el aumento del factor de recobro

de crudo. Todas las curvas de factor de recobro se construyeron con base al aceite que

había en el medio poroso al inicio de cada etapa (1-Swr de cada etapa).

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00 90,00

Np

Inyección de agua (Volúmenes Porosos)

Np

Salmuera 15.000 ppm salmuera 3.000 ppm Salmuera 3.000 ppm más Np 0.05 wt%

Capítulo 3 37

Los resultados mostraron un aumento del recobro por el uso de nanopartículas en

condiciones de baja salinidad. Las recuperaciones óptimas en última instancia para 3.000

ppm con y sin presencia de nanofluidos que se obtuvieron son: 76.1% y 85,7%,

respectivamente. Se encontró que estas recuperaciones de crudo dependen fuertemente

de la concentración de salinidades y se incrementaron con la mejor concentración de

salinidad más nanopartículas. En adición, el comportamiento dinámico de las

nanopartículas muestra un papel clave en los resultados del desplazamiento de crudo, el

agua de inyección con una composición iónica diferente al agua de formación, puede

alterar el equilibrio químico establecido o las interacciones crudo-salmera-nanopartículas-

roca. Durante el proceso en el que se establece un nuevo equilibrio químico, las

propiedades de humectabilidad cambian, lo que puede conducir a una recuperación

mejorada de petróleo, adicionalmente la prueba de desplazamiento estuvo sujeta a una

temperatura de 80°C con una presión de 1.500 psi. El nanofluido base sílice incrementó la

permeabilidad al crudo y generó un incremento en el factor de recobro para las condiciones

reportadas en este trabajo, esto debido a la interacción de nanopartículas en la roca y la

formación de superficies nanotexturadas, la interacción de un material muy activo y

energético en una superficie sólida puede alterar significativamente la energía de la

superficie y la humectabilidad del sistema, este tipo de nanopartículas afectan fuertemente

la humectabilidad del medio, debido a la propiedad hidrofílica de la nanos las cuales le

confiere la capacidad de formar fuertes enlaces de hidrogeno, entre el agua de baja

salinidad y la sílice, aumentando la superficie de energía libre la cual es responsable de

alterar la humectabilidad de los poros del sistema de humectable al crudo a humectable al

agua. Esto podría representar un beneficio importante de ser escalable a nivel industrial

en un campo. Por otro lado, la salmuera de baja salinidad y las nanopartículas sintetizadas

y evaluadas en esta investigación podrían ser muy eficientes como técnica de estimulación

asistida para mejoramiento de recobro, es una tecnología promisoria para la industria del

petróleo y del gas, lo que se traduce en un mayor retorno de la inversión.

4. Conclusiones y recomendaciones

4.1 Conclusiones

Mediante las pruebas de desplazamiento y de imbibición espontánea queda demostrado

que la inyección de agua de baja salinidad y su potenciación con nanopartículas de sílice

incrementa la recuperación de hidrocarburos, de esta forma se comprueba el objetivo de

este trabajo de tesis.

Con las pruebas de imbibición espontanea a diferentes concentraciones, quedo

demostrado que la mejor salinidad fue de 3.000 ppm, con la concentración optima de

nanopartículas de 0.05 % wt, la misma, hizo que al final el factor de recobro se incremente

de manera muy rápida lo que implica que el tratamiento además de efectivo es eficiente.

La utilización de núcleos, en buenas condiciones para las pruebas de laboratorio garantiza

que los resultados y las de medidas obtenidas sean representativas de las propiedades de

flujo de la formación.

El método del ángulo de contacto es una alternativa confiable y de fácil aplicación en la

ingeniería de yacimientos para predecir la naturaleza y el grado de humectabilidad de la

roca.

El recobro de crudo durante la inyección con agua de baja salinidad con y sin presencia

de nanopartículas, es una función directa de la humectabilidad, así como de parámetros

inherentes al flujo de fluidos tales como la geometría de poro, distribución de los fluidos,

saturación y relación de viscosidades por mencionar a la relación de movilidades, que en

algunos casos puede denotar en humectabilidad al crudo.

Se comprobó la factibilidad del uso de nanopartículas en la inyección de agua de baja

salinidad, como alterante de la humectabilidad para superficies que poseen una

humectabilidad al crudo. Los cambios experimentados por las superficies con el

tratamiento mostraron resultados alentadores, ya que las superficies con afinidad al crudo

cambiaron su condición de humectable al agua.

40 Título de la tesis o trabajo de investigación

4.2 Recomendaciones

Para realizar un aporte más significativo a este tema de indudable preponderancia, se

sugiere las siguientes recomendaciones:

Realización de un alcance este proyecto o uno nuevo con un modelo analítico para la

concreta identificación de los procesos que en la roca se suceden, tras la aplicación de la

inyección de agua de baja salinidad en lo que a cambios de humectabilidad respecta, con

el fin de prevenir disminuciones de flujo y elaboración de técnicas de control de la

humectabilidad que garanticen un eficiente recobro a escala industrial.

Elaboración de un estudio económico, entre las diversas formas de control de

humectabilidad, como el uso de surfactantes, deposición de sales, inyección de

nanofluidos y demás técnicas de cambio de humectabilidad, dentro de un marco que

explicase qué tan factibles son tales técnicas de aplicarse a campo.

Este trabajo de investigación es unos de los primeros acercamiento a la utilización, de

inyección de agua de baja salinidad con nanopartículas de sílice, para asistir procesos de

recuperación mejorada y podría complementarse en un futuro para emprender

investigaciones similares o fortalecer la investigación realizada, con pruebas simuladas y

desplazamientos en núcleos de las formaciones de los campos Colombianos para observar

las interacciones roca-fluido y analizar posibles problemas que se puedan presentar en el

yacimiento.

Si en todas las fases, que pudiesen suceder a este estudio, fueran fundamentadas en un

énfasis aún mayor en lo que al estudio de las propiedades de la roca y los fluidos concierne,

ya que es en los conceptos básicos y su aplicación a través de pruebas de laboratorio, que

es donde talento humano adquiere el conocimiento que sustenta cualquier proyecto de

investigación.

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