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dc.rights.licenseAtribución-NoComercial 4.0 Internacional
dc.contributorMejía Cárdenas, Juan Manuel
dc.contributor.authorGutiérrez Cortés, Víctor Raúl
dc.date.accessioned2019-07-02T11:38:03Z
dc.date.available2019-07-02T11:38:03Z
dc.date.issued2016-03-10
dc.identifier.urihttps://repositorio.unal.edu.co/handle/unal/56088
dc.description.abstractThe purpose of this work is to model and simulate the transport of wettability modifiers in heterogeneous porous media at the pore scale and their impact on multiphase flow properties (i.e. contact angle, relative permeability curves, capillary pressure), in order to scale-up and quantify the effect of wettability modifiers injection on the recovery factor at the macroscale. The multiphase RK Lattice-Boltzmann method for multi-phase flow was used to solve the Navier-Stokes and transport equations at the pore scale in 2D. Contact angle, surface and interfacial tension inherent to these systems are affected by the local chemical concentration, which alters the wettability of the system. Several simulations were carried out to adjust LBM parameters with before and after treatment experimental data. Then, the impact of wettability modifiers injection was predicted using a macroscopic model. Flow properties such as relative permeability curves and capillary pressure were computed for 2D Micro-CT porous media samples, and used as input data in a macroscopic model. The effectiveness of the treatment was found to be a function of the morphology of the system due to its heterogeneities. Thus, not only is the recovery factor dependent on the local concentration of the chemical injected into the porous media, but also on the complex geometry of the system and phase distribution within the pores. Moreover, relationships between chemical concentration and reservoir properties such as residual oil saturation and recovery factor were computed for a wide range of permeability-porosity values for a certain chemical causing wettability alteration. Several models have been developed at the macroscopic scale for designing and predicting the behavior of wettability modifiers injected into the bearing formations. However, the interactions between fluids and reservoir rocks are only deductible at the mesoscale and have direct and emphatic effect on the recovery factor. Therefore, the development of pore scale models becomes the state-of-the-art of the optimization and design of chemical EOR processes.
dc.description.abstractResumen: Debido a la alta demanda de hidrocarburos, las reservas de petróleo y gas natural se encuentran en un estado crítico, liderando a la industria petrolera a acudir a nuevas tecnologías aplicadas en campos maduros para mantener una producción sostenible en el tiempo. El factor de recobro es una de las variables claves en el éxito de la extracción de los fluidos en el medio poroso, y este a su vez es influenciado por diversos fenómenos que se llevan a cabo a escalas microscópicas y mesoscópicas. Procesos capilares, heterogeneidades del yacimiento, propiedades de los fluidos y fenómenos superficiales e inter-faciales del sistema roca-fase oleica-fase acuosa son algunos de los factores que influyen en gran medida en el recobro de petróleo y gas natural. Es por esto que se han implementado diversos procesos de recobro mejorado que incluyen tratamientos de recobro térmico y tecnologías para el favorecimiento de la movilidad de los fluidos de formación. Entre estas se encuentra la inyección de modificadores de humectabilidad, con miras a la reducción de la tensión superficial de la fase oleica con la formación. Estos agentes químicos actúan directamente sobre la superficie de la roca, modificando el ángulo de contacto y la afinidad de los fluidos a la matriz, y así, incrementar la cantidad de hidrocarburos recuperados. Sin embargo, estos procesos acarrean altos costos operacionales, por lo que el diseño óptimo de este tipo de tratamientos se vuelve ineludible. Con el fin de predecir del comportamiento del flujo multifásico y el transporte de dichos agentes en el medio poroso para su diseño óptimo se han desarrollado modelos en base a las ecuaciones que rigen los fenómenos de transporte, estos requieren retroalimentarse de complejos montajes experimentales para la obtención de parámetros trascendentes del modelo (i.e. curvas de permeabilidad relativa anteriores y posteriores a la inyección, perdurabilidad del tratamiento) debido a que no existe un modelo fenomenológico que dé cuenta de dichos parámetros, sólo apreciables a escala de poro. En cuanto a pilotos y aplicaciones en capo, la inyección de modificadores de humectabilidad para aumentar el factor de recobro de la formación ha sido ampliamente usada en la industria. Ladutko et al. (2013) reportan los resultados de un caso de campo donde se inyecta un modificador de permeabilidad en tratamientos de estimulación de fracturas en Siberia Occidental, donde la producción de aceite se aumenta alrededor de un 30% y el corte de agua disminuye en la mayoría de los casos de estudio. Otro piloto en campo se dio en un sistema de areniscas y gas condensado en Colombia, Restrepo et al. (2013) aplicaron satisfactoriamente un piloto con resultados prometedores para esta tecnología. Se inyectó un fluoro polímero que modifica el ángulo de contacto de los fluidos de formación. Fueron observados incrementos en la producción de petróleo en los pozos del 50% aproximadamente. Sin embargo, a escala de campo el tratamiento tuvo poca perdurabilidad. Esto se atribuye a que se desconocen los fenómenos de superficie asociados a la humectabilidad original de la formación, el perfil de saturación del agua cercano al pozo y las propiedades químicas de interacción con la roca. Estos pilotos y aplicaciones en campo van acompañados de estudios experimentales a nivel de laboratorio. Aunque las pruebas de laboratorio ocupan un lugar imprescindible en el diseño de la inyección de dichos tratamientos, estos se vuelven costosos y económicamente inviables debido al desconocimiento de los fenómenos que ocurren a nivel molecular y a escala de poro. La metodología experimental en procesos de recobro mejorado es de vital importancia para el diseño óptimo de un tratamiento. Por esto, diferentes trabajos han sido realizados en pro del desarrollo de metodologías experimentales que permitan la evaluación de dichos tratamientos a escala de núcleo. Najafabadi, et al. (2013) diseñaron un experimento para entender mejor los mecanismos de interacción de los surfactantes y el Alkali en el sistema fluidos-roca en formaciones naturalmente fracturadas. Para este fin se eligieron nueve núcleos fracturados. El agente Alkali inyectado fue usado como modificador de humectabilidad y la solución del surfactante fue usada para reducir la tensión interfacial de los fluidos y aumentar el recobro de petróleo. Además, se simularon las pruebas de laboratorio en una herramienta de simulación y se compararon los resultados obtenidos mediante el modelo y los datos experimentales de recobro acumulado. Fahimpour et al. (2013) plantearon una metodología teórico-experimental para la inyección de modificadores de humectabilidad en yacimientos de gas condensado. Diversos tipos de químicos fueron usados para alterar la humectabilidad de varias superficies de rocas carbonatadas. Entre los resultados más sobresalientes se encuentra la determinación de fluoroquímicos aniónicos son efectivos para la modificación de la humectabilidad de rocas carbonatadas. Incrementando la concentración del químico inyectado, usualmente la afinidad por el aceite disminuye y la afinidad del agua aumenta, o bien, permanece constante. Finalmente, existe un daño de formación debido al deterioro de la permeabilidad por exceso de químico depositado en la superficie del mineral en rocas de baja permeabilidad. Trabajos similares se han realizado a nivel de laboratorio evaluando distintos tipos de tratamientos químicos que tengan un efecto positivo en la producción de hidrocarburos (Vásquez and Miranda, 2013; Zhang and Austad, 2005). A escala de poro se han realizado estudios del cambio de la humectabilidad en propiedades de flujo como curvas de permeabilidad relativa y presión capilar (Grader et al., 2013; Gunde et al., 2013). Sin embargo, dichos estudios no involucran el transporte de agentes químicos que afectan directamente la tensión superficial del sistema rocafluidos. Se han realizado aproximaciones entre la simulación molecular y el modelamiento a escala de poro (Ahlrichs and Dünweg, 1998; Gong et al., 2013). A través de la tensión interfacial y superficial se escala el modelo molecular dinámico y se ajustan los parámetros de fuerzas superficiales del modelo de Lattice-Boltzmann. A nivel molecular se presenta el modelamiento realizado por Zhou and Li (2011) donde se enmarca la simulación dinámica molecular aplicada al desarrollo de químicos para alterar la mojabilidad de una roca y volverla humectable al gas. Se analizaron las simulaciones realizadas para diferentes químicos y sus ángulos de contacto con la superficie rocosa y se compararon con resultados experimentales. A pesar que la simulación a nivel molecular es precisa y reproduce fehacientemente las interacciones superficiales, este tipo de simulación acarrea consigo un alto costo computacional, además, existe el reto de escalar sus resultados a nivel de núcleos, pozo o sector. La simulación de la inyección de modificadores de humectabilidad a escala de poro no sólo establece un vínculo entre la simulación molecular y los modelos continuos en la macroescala, sino también, permite la predicción de parámetros de flujo que facilitan el diseño óptimo de montajes experimentales y pilotos en campo para dichos procesos de recobro mejorado. Es por esto, que es necesaria una metodología multiescala, que involucre el diseño de tratamientos químicos a nivel molecular, determinación de propiedades de flujo y transporte a escala de poro que den cuenta de la fenomenología que ocurre a este nivel de detalle. Y finalmente, el escalamiento de dichos parámetros para su ajuste con pruebas experimentales y modelos de simulación a escala de núcleo, pozo y sector. Esto permitiría una mejor evaluación, diseño y predicción de tratamientos químicos que involucren fenómenos superficiales en las formaciones productoras de hidrocarburos
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.language.isospa
dc.relation.ispartofUniversidad Nacional de Colombia Sede Medellín Facultad de Minas Escuela de Química y Petróleos
dc.relation.ispartofEscuela de Química y Petróleos
dc.rightsDerechos reservados - Universidad Nacional de Colombia
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/
dc.subject.ddc62 Ingeniería y operaciones afines / Engineering
dc.subject.ddc66 Ingeniería química y Tecnologías relacionadas/ Chemical engineering
dc.titleModelamiento a escala de poro del transporte de modificadores de humectabilidad
dc.typeTrabajo de grado - Maestría
dc.type.driverinfo:eu-repo/semantics/masterThesis
dc.type.versioninfo:eu-repo/semantics/acceptedVersion
dc.identifier.eprintshttp://bdigital.unal.edu.co/51692/
dc.description.degreelevelMaestría
dc.relation.referencesGutiérrez Cortés, Víctor Raúl (2016) Modelamiento a escala de poro del transporte de modificadores de humectabilidad. Maestría thesis, Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín.
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.subject.proposalPore scale
dc.subject.proposalMultiphase flow
dc.subject.proposalSurfactants
dc.subject.proposalEOR
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.coarversionhttp://purl.org/coar/version/c_ab4af688f83e57aa
dc.type.contentText
dc.type.redcolhttp://purl.org/redcol/resource_type/TM
oaire.accessrightshttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2


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