Mejoramiento de la inyección de agua de baja salinidad mediante nanopartículas aplicado al recobro mejorado de petróleo

Abstract

The injection of water to oil fields is a technique that allows to increase the energy of this, favoring the efficiency of oil recovery. Although, water injection is one of the most used techniques, recently the use of low salinity water has had great scientific attention. However, the mechanisms by which this method works are still not completely clear. On the other hand, the use of nanotechnology in improved oil recovery processes has gained popularity due to the performance it has had in increasing oil production. In this paper, we intend to understand the mechanism of interaction in the crude / brine of low salinity / rock interfaces and in turn, improve the injection of low salinity water with nanoparticles that positively impact the interfacial properties. To achieve what was described, in a first stage of the work the surface-active components were extracted: asphaltenes, resins and naphthenic acids for the preparation of model solutions and evaluation of their effect on the interfacial film. Interfacial tension measurements were made model solution-water and contact angle of cores of varied mineralogical composition to estimate changes in interfacial tension and wettability. These measurements were also performed for dispersions of alumina nanoparticles (nanofluid) in low salinity water. When using the designed nanofluid, a change in the water-oil interfacial tension and contact angle was observed, in addition to a significant increase in oil recovery of 25 and 44% for systems in the absence and presence of nanoparticles, respectively.

La inyección de agua a yacimientos de petróleo es una técnica que permite incrementar la energía de este, favoreciendo la eficiencia de recuperación de aceite. Aunque, la inyección de agua es una de las técnicas más usadas, recientemente el uso de agua de baja salinidad ha tenido una gran atención científica. No obstante, los mecanismos por los que este método funciona todavía no son completamente claros. Por otro lado, el uso de nanotecnología en los procesos de recuperación mejorada de crudo ha ganado popularidad debido al desempeño que ha tenido en el incremento de la producción de aceite. En el presente trabajo se pretende comprender el mecanismo de interacción en las interfases crudo/salmuera de baja salinidad/roca y a su vez, mejorar la inyección de agua baja de salinidad con nanopartículas que impacten positivamente las propiedades interfaciales. Para lograr lo descrito, en una primera etapa del trabajo se extrajeron los componentes activos superficiales: asfaltenos, resinas y ácidos nafténicos para la preparación de soluciones modelos y evaluación de su efecto en la película interfacial. Se realizaron mediciones de tensión interfacial soluciones modelo-agua y ángulo de contacto de núcleos de variada composición mineralógica para estimar los cambios en tensión interfacial y en mojabilidad. Estas medidas también se realizaron para dispersiones de nanopartículas de alúmina (nanofluido) en el agua de baja salinidad. Al utilizar el nanofluido diseñado se observó un cambio en la tensión interfacial agua-aceite y ángulo de contacto, además de un incremento importante en la recuperación de petróleo del 25 y 44% para los sistemas en ausencia y presencia de nanopartículas, respectivamente.