Efecto de la inclusión de nanopartículas en un fluido de completamiento y su impacto en la alteración de la humectabilidad y la reducción de la tensión interfacial

Abstract

La adición de mezclas surfactante-solvente mutual en fluidos de completamiento ha sido aplicada en pozos con el fin de reducir la tensión interfacial entre agua-aceite, y alterar la humectabilidad del medio poroso, propiciando una mejora en la movilidad del aceite. Sin embargo, ésta mezcla no resulta lo suficientemente eficiente en reservorios de crudo pesado, debido a altas tensiones interfaciales y su medio poroso fuertemente humectable al aceite, generados por el alto contenido de asfáltenos. Adicionalmente, cuando los fluidos de completamiento permanecen en el pozo por largos periodos de tiempo, la mezcla tiende a adsorberse en el medio poroso, reduciendo progresivamente su concentración, según el radio de penetración y tiempo de remojo. En busca de potenciar el fluido de completamiento y su impacto en la movilidad del crudo, éste trabajo evalúa la inclusión de nanopartículas con una química superficial específicamente diseñada y el efecto sinérgico que puede generarse con la mezcla surfactante-solvente mutual. Pruebas estáticas de isotermas de adsorción, imbibición espontánea, ángulo de contacto, medición de tensión interfacial, y posterior determinación del número capilar, indican que la inclusión de nanopartículas de SiO2 sin modificación superficial a una concentración de 300 ppm en fluido acuoso con mezcla surfactante-solvente mutual, permite la reducción de la tensión interfacial hasta un 77%, altera la humectabilidad del medio poroso hacia un medio humectable al agua y permite una reducción de la adsorción del surfactante en la roca superior al 75%, mientras que los resultados obtenidos en pruebas dinámicas muestran que permite un aumento de la permeabilidad efectiva al aceite del 37%, y una recuperación de crudo adicional del 3%.

Abstract: The addition of surfactant-mutual solvent mixtures in completion fluids has been applied in wells to reduce the interfacial tension between water-oil and alter the wettability of the porous medium, which implies an improvement in the mobility of oil. However, this mixture is not effective enough in heavy oil reservoirs, due to high interfacial tensions and its porous medium strongly wettable to oil, generated by the high content of asphaltenes. Additionally, when the completion fluid remains in the wells for long periods, the mixture tends to adsorb on the porous medium, reducing its concentration progressively, depending of penetration radius and soaking time. In order to enhance the completion fluid and its impact on oil mobility, this work evaluates the inclusion of nanoparticles with a specifically designed surface chemistry and the synergistic effect that can be generated with the surfactant-mutual solvent mixture. Static tests of adsorption isotherms, spontaneous imbibition, contact angles and measurement of interfacial tensions, and subsequent determination of the capillary number, indicate the inclusion of SiO2 nanoparticles at concentration of 300 ppm allows the reduction of the interfacial tension between water and oil up to 77%, alters the rock surface with initial oil wettability to a surface with water wettability and and allows the reduction of the adsorption of the surfactant on the porous medium higher than 75%, while the results obtained in dynamic tests show that the nanofluid allows an increment of the effective permeability to the oil 37%, and an additional 3% oil production.