Alteración de la humectabilidad por inyección de gas de combustión

Abstract

Los procesos de inyección de gas han sido extensamente aplicados como métodos de recobro mejorado (EOR) usando gas de producción, CO2, nitrógeno o una mezcla de estos dos últimos, tratando de emular el comportamiento descrito por el gas efluente de combustión. Este método ha mostrado resultados prometedores debido a su eficiencia de barrido en zonas de baja permeabilidad, soporte de presión, hinchamiento de crudo, entre otros. La alteración de la humectabilidad no ha sido considerada ampliamente como uno de los efectos positivos en la inyección de gas, ya que puede ser responsable de promover la reducción de la saturación residual de aceite. Durante esta investigación, se ha estudiado los cambios en la humectabilidad después de la inyección de distintos porcentajes en volumen de mezclas de gases CO2 – N2. Se llevaron a cabo pruebas de ángulo de contacto para medir la humectabilidad de la roca antes y después de someter los núcleos a la interacción con cada gas. El efecto del cambio de la humectabilidad por el contacto roca – gas fue evaluado como una función de la presión, tiempo de exposición y concentración de cada gas en el medio. Los núcleos fueron previamente sometidos a un proceso de daño para generar una condición de humectabilidad preferente hacia el aceite. Se evaluaron presiones de 500 y 800 psi, incrementando los tiempos de exposición entre 6 y 24 horas. Los resultados demostraron una alta injerencia del CO2 en comparación con el N2 con respecto al efecto sobre la humectabilidad. La presión y los tiempos de exposición resultan ser una variable dependiente de la concentración de CO2 en el medio. Variaciones del 30% porciento fueron encontrados en el escenario más favorable. Pruebas de imbibición sobre cinco núcleos tratados lograron validar la tendencia de alteración de la humectabilidad evidenciada con las pruebas de ángulos de contacto

Abstract: Gas injection processes have been extensively applicated as an Enhance Oil Recovery method (EOR) using produced gas, CO2, nitrogen or a mixture of last two, known as flue gas. This method has shown promising results due to low-permeability zones sweep efficiencies, pressure support, and crude oil swelling, among others. Wettability alteration has not been considered extensively as one of the positive effects in injection gas methods, which could be responsible for promoting the reduction of residual saturation oil. During this research, it has been studied wettability alteration after the injection of flue gas in laboratory tests, measuring drop contact angles. The effect of wettability altering by flue gas-rock contact during injection processes was evaluated as a function of pressure and CO2 – N2 volume relation. Contact angle tests were conducted to determine the wettability behavior in artificial cores before and after the injection of flue gas. Cores were previously damaged to obtain an oil-wet surface. A high-pressure core-holder was used to perform flue gas injection, increasing compositions of N2, CO2 and a mixture of both at two different pressures of 500 and 800 psi. The results proved that the CO2 has a dominant effect in wettability alteration comparing with N2. Pressure and exposure time are dependents variables of the concentration of CO2. Wettability alterations in the order of 30 percent were obtained in the most favorable scenery. Imbibition tests on five cores demonstrated that the wettability alteration tendency evidenced by the contact angle tests were correct.