Recobro mejorado de petróleo y almacenamiento de CO2 mediante la Inyección de espumas de mezclas de CO2/N2 provenientes de flue gas potenciadas por nanopartículas

Abstract

Flue gas foams for EOR projects are a promising alternative to overcome the high mobility limitations of gas injection in displacement processes, while contributing to global energy supply and decarbonization of industrial plants. In the context of CCUS projects, this technology allows cost savings in the CO2 capture stage and enables potential CO2 storage. Furthermore, by assisting this technology with nanoparticles, the foam stability can be improved, increasing the sweep efficiency and the oil recovery factor. Therefore, the aim of this work is to evaluate, at laboratory scale, the use of CO2/N2 foams potentiated with NPs in EOR processes with associated CO2 storage potential. In this sense, static tests were performed to evaluate the stability of foams, made with CO2/N2 mixtures representative of flue gas streams, by means of half-life tests, varying the surfactant and nanoparticle concentration, nanoparticle type and gas ratios. These experiments were complemented by adsorption tests to evaluate the NP-surfactant interaction and by microscopy tests to study foam morphology. In addition, two types of dynamic tests were performed to evaluate the foam strength and stability, incremental oil recovery factor, and potential CO2 storage using foams generated by the surfactant-alternating-gas injection strategy with and without nanoparticles. The flue gas foaming system with 2500 mg·L-1 of Surfonic L24-22 surfactant maintained a higher apparent viscosity and achieved 7% higher incremental oil recovery than the supercritical CO2 foaming system. Furthermore, the flue gas foam system with 100 mg·L-1 of SiO2 NPs and 3000 mg·L-1 of AOS was considered optimal in static foam stability tests and evaluated in dynamic tests. This system achieved increases in half-life and durability of 34% and 80%, respectively, and a faster process development with an incremental oil recovery factor of more than 13% over the flue gas system without NPs, and a CO2 storage potential of 11%. These results demonstrate the potential of this technology to reduce costs associated with gas injection operations, enable carbon storage, and eliminate the CO2 capture stage in CCUS projects. (Tomado de la fuente)

Las espumas de flue gas para proyectos de EOR son una alternativa prometedora para superar las limitaciones de alta movilidad de la inyección de gas en los procesos de desplazamiento, al tiempo que contribuyen al suministro energético global y a la descarbonización de las plantas industriales. En el contexto de los proyectos CCUS, esta tecnología permite ahorrar costos en la etapa de captura de CO2 y posibilita su potencial almacenamiento. Adicionalmente, esta tecnología se puede potenciar con nanopartículas, mejorando la estabilidad de la espuma, aumentando la eficiencia de barrido y el factor de recuperación de petróleo. Por lo tanto, el objetivo de este trabajo es evaluar, a escala de laboratorio, el uso de espumas de CO2/N2, representativas de corrientes de flue gas, potenciadas con NPs en procesos de EOR con potencial de almacenamiento de CO2 asociado. En este sentido, se realizaron pruebas estáticas para evaluar la estabilidad de las espumas, fabricadas con mezclas de CO2/N2 representativas de corrientes de gases de combustión, mediante pruebas de vida media, variando la concentración de surfactante y nanopartículas, el tipo de nanopartículas y las proporciones de gas Estos experimentos se complementaron con pruebas de adsorción para evaluar la interacción NP-surfactante y con pruebas de microscopía para estudiar la morfología de la espuma. Además, se realizaron dos tipos de pruebas dinámicas para evaluar la fuerza y estabilidad de la espuma, el factor de recobro incremental de petróleo y el potencial almacenamiento de CO2 mediante espumas generadas utilizando la estrategia de inyección de surfactante alternada con gas (SAG), con y sin nanopartículas. El sistema conformado por espumas de flue gas con 2500 mg·L-1 de tensioactivo Surfonic L24-22 mantuvo una viscosidad aparente más alta y alcanzó un 7% más en el factor de recobro incremental de petróleo que el sistema de espumas de CO2 supercrítico. Además, el sistema de espumas de gases de flue gas con 100 mg·L-1 de SiO2 NPs y 3000 mg·L-1 de AOS se consideró óptimo en las pruebas estáticas de estabilidad de la espuma y se evaluó en las pruebas dinámicas. Este sistema consiguió aumentos en la vida media y la durabilidad del 34% y el 80%, respectivamente, un desarrollo más rápido del proceso con un factor de recuperación de petróleo incremental de más del 13% respecto al sistema de flue gas sin NPs, y un potencial de almacenamiento de CO2 del 11%. Estos resultados demuestran el potencial de esta tecnología para reducir los costos asociados a las operaciones de inyección de gas, permitir el almacenamiento de carbono y eliminar la etapa de captura de CO2 en los proyectos CCUS.