Efecto de la salinidad, la temperatura y la presión sobre la humectabilidad de la roca de yacimiento con nanopartículas funcionalizadas con un fluorosurfactante

Abstract

La inyección de gas natural, CO2, nitrógeno o gas de combustión ha sido aplicada extensamente como método de recobro mejorado de aceite sobre otros métodos, como en yacimientos de gas condensado y tight gas, con el objetivo de mejorar el barrido de aceite a través de la inyección de gas y movilizar los bancos de condensado, además de modificar la humectabilidad del medio poroso para reducir su afinidad por el petróleo y el agua. En el presente proyecto, se propone una alternativa para mejorar el recobro de aceite, al alterar la humectabilidad natural del yacimiento a ser humectado por el gas; por lo cual, se pretende evaluar nanopartículas de diferentes naturalezas eléctricas, funcionalizadas con un fluorosurfactante comercial y, corroborar si el efecto de cambio de humectabilidad se mantiene a diferentes condiciones de temperatura y presión. Dado lo anterior, en este estudio se utiliza un surfactante fluorocarbonado comercial, funcionalizado sobre la superficie de nanopartículas de sílice, gamma alúmina y magnesio; buscando, a partir de la naturaleza de las nanopartículas, la mejor interacción con el fluorosurfactante que modifique la humectabilidad original de la roca a ser humectable al gas. Las nanopartículas fueron funcionalizadas a diferentes concentraciones. Para corroborar la adecuada funcionalización de los nanomateriales, se realizó espectrometría infrarroja por transformada de Fourier, al igual que el radio hidrodinámico antes y después de ser funcionalizadas. Además, se realizaron pruebas de potencial z para determinar la carga superficial de las nanopartículas, y dar cuenta de la interacción entre el surfactante y éstas. El cambio de la humectabilidad se evaluó en núcleos de areniscas, con preferencia a ser mojables por el aceite; dicha evaluación se realizó a través de pruebas de ángulo de contacto por el método de sessile drop con un tensiómetro óptico, a diferentes condiciones de presión y temperatura. Los resultados experimentales mostraron que las nanopartículas de alúmina y óxido de magnesio, funcionalizadas con fluorosurfactante al 30% en peso dispersas en agua a 300 mg/L, modifican la humectabilidad de la roca a ser preferente por el gas. A condiciones de temperatura y de presión de yacimiento, las muestras tratadas con los nanofluidos mantienen la tendencia de los ángulos de contacto que varían solamente 10°. Además, las pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento corroboraron la viabilidad del nanofluido para mejorar la recuperación de aceite. A través del desarrollo de esta tecnología, se concluye que sería posible reducir el volumen de tratamiento para movilizar bancos de condensados y, aumentar la producción de hidrocarburos en las operaciones EOR

Natural gas, CO2, nitrogen, or flue gas injection have been widely applied among other methods for condensate gas and tight gas reservoir as an enhanced oil recovery method. One option to improve the oil sweep through gas injection and achieve the mobilization of condensate is to modify the wettability of the porous medium to reduce the affinity of the rock for oil and water. This project proposes an alternative to improve oil recovery by altering the natural wettability of the reservoir to be wetted by gas. It is intended to evaluate nanoparticles of different electrical natures, functionalized with a commercial fluorosurfactant and corroborate if the effect produced by the nanoparticles is maintained at reservoir conditions. This study is focused on the functionalization of Fluorocarbon surfactant on silica, gamma-alumina, and magnesia nanoparticles from an experimental approach, seeking the nanoparticle that has an optimal interaction with the fluorosurfactant by modifying the wettability of the rock to a Gas-wet state. Different surfactant concentration for the nanoparticle’s functionalization process was evaluated, corroborating the proper functionalization by the Fourier transformed infrared spectroscopy and the nanometric size by dynamic light scattering. In addition, z-potential tests were carried out to ensure the surface charge of the support and to understand the interaction between surfactant and nanoparticle. The change in wettability was evaluated in sandstones outcrops with a preference to be wettable to oil, through sessile drop contact angle test with a high-pressure tensiometer at different pressure and temperature conditions, and spontaneous imbibition. Experimental results showed that the alumina and magnesia oxide nanoparticles functionalized with fluorosurfactants were more effective in modifying the wettability of the rock. The better performance was observed for a nanofluid at a concentration of 300 mg/L of functionalized alumina and magnesia nanoparticles at 30% by weight (wt%) of fluorosurfactants which were dispersed in deionized water. Also, displacement tests under reservoir conditions corroborated the feasibility of the nanofluid for improving the recovery. As a result, it would be possible to reduce the volume of treatment to mobilize condensate banks and increase the production of hydrocarbons in EOR operations.