Evaluación del efecto de las nanopartículas de alúmina y sílice presentes en el filtrado del lodo para la inhibición de finos y la preservación de la humectabilidad al agua en un campo de los Llanos Orientales

Abstract

Mejorar la calidad de los fluidos de perforación ha sido objeto de diferentes estudios en la búsqueda de reducción del daño de formación causado por la invasión de líquidos y sólidos que ocurre durante las operaciones de perforación de pozos. Si bien el enfoque dado hasta la actualidad a las investigaciones resulta ser conveniente, es necesario abordar el tema de la invasión de fluidos en la formación como una oportunidad para posicionar agentes estimulantes como las nanopartículas. Teniendo en cuenta la alta capacidad adsortiva de las nanopartículas y los fenómenos a tratar en este trabajo —como son la inhibición de la migración de finos y la preservación de la humectabilidad—, se emplearon, durante la evaluación, las nanopartículas de sílice (Si) y Alúmina (Al) [1,2]. La metodología experimental inicia con pruebas HPHT en lodos frescos y rolados obteniendo 17% de reducción del volumen de filtración a la concentración óptima de 500 ppm para ambas nanopartículas. Continuando con las pruebas estáticas, se realiza la medición de ángulos de contacto y pruebas de imbibición espontánea empleando los núcleos y fluidos de la Formación Carbonera. También se desarrollan pruebas de retención de finos teniendo en cuenta la información de la composición mineralógica de la Formación Carbonera y se emplean lechos adsorbentes preparados con arena Ottawa. Con los resultados obtenidos de las tres pruebas se concluye que la nanopartícula de mejor desempeño es la de alúmina (Al). Por último, se realizan las pruebas dinámicas utilizando núcleos, fluidos e información de presión y temperatura de la Formación Carbonera para las mediciones de permeabilidad efectiva al aceite, permeabilidad relativa, recobro de aceite y determinación de tasas críticas. Los resultados obtenidos muestran un aumento del 12% en el recobro de aceite y del 40% en la velocidad crítica del aceite con respecto a los resultados del medio poroso sin tratar, demostrando así la eficacia del tratamiento con nanopartículas de alúmina (Al) en una concentración de 500 ppm para preservar la mojabilidad al agua y la inhibición del desprendimiento, migración y aglomeración de finos.

Previous research has been focused on improving the drilling fluids and reducing formation damage due to mud-filtrate invasion. However, in this study I propose the usage of nanomaterials as additives in the drilling fluid and filtrate, helping to place the nanoparticles as stimulating agents in the reservoir. Taking into account the high adsorptive capacity of the nanoparticles and the phenomena involved in this work, such as inhibition of fines migration and wettability preservation, I used in this procedure Silica (Si) and Alumina (Al) nanoparticles. The experimental methodology begins with the HPHT test and establishes 500 ppm as an optimal concentration for both types of nanoparticles, by reducing in 17% the filtrate volume. The effect of nanoparticles on the wettability alteration is evaluated by static tests such as contact angle and imbibition tests, using core plugs and information about Carbonera Formation. The static method used to evaluate the effectiveness of nanoparticles in mitigating fines migration is a bed-adsorption system packed with Ottawa Sand which takes into account the information from the mineralogy of the Carbonera Formation. All static tests shows that the Alumina (Al) nanoparticle has the best performance to mitigate the fines migration and to preserve the water-wet wettability. The dynamic methods to demonstrate the effectiveness of using the nanoparticle is are oil effective permeability, relative permeability curves, oil recovery curve and oil and water critical rates. These results provide valuable information on how the application of Alumina (Al) nanoparticles can help reduce fines migration and preserve wettability of wet water with a 12% increase in oil recovery and 40% in critical oil rate.