Síntesis y evaluación de un novedoso nanofluido basado en bio-surfactante para procesos de recobro mejorado de crudo pesado

Abstract

El uso de surfactantes como método químico para la recuperación mejorada de crudo (EOR) es ampliamente aplicado en la industria del petróleo [1][2][3][4], debido principalmente a la capacidad de estas sustancias para disminuir la tensión interfacial y mejorar la relación de movilidad entre el agua y el crudo; en especial al final de la inyección de agua, donde el residual de aceite se encuentra en forma de glóbulos inmóviles entrampados o retenidos al interior del medio poroso debido principalmente a fuerzas capilares que son gobernadas por la viscosidad y la tensión interfacial de los fluidos. Recientemente es considerada la aplicación combinada de surfactantes con nanopartículas para el EOR [5][6][7], debido a que este tipo de nanomateriales mejoran la efectividad de los surfactantes en la reducción de la tensión interfacial (IFT) entre el crudo y el agua a través de la formación espontánea de emulsiones. A su vez, las nanopartículas poseen la capacidad de alterar la humectabilidad del medio poroso modificando así las características de flujo, liberando el crudo que se encuentra atrapado aumentado el porcentaje de recobro de crudo contenido en la formación. En este proyecto se presenta una evaluación de la efectividad de un nanofluido o nanofluido conformado por un surfactante natural y nanopartículas, como método para el recobro mejorado de crudo EOR. En este sentido, se realizó una serie de pruebas sistemáticas basadas en la tensión Interfacial (IFT) y tensión superficial (SFT) y análisis de flujo de fluidos en un prototipo de dispositivo espectrofotométrico de captura de tiempos y tramitancia. Además de un software de digitalización de imágenes que permiten determinar los tiempos de barrido y el porcentaje de crudo recuperado.

Abstract: The use of surfactants as chemical method for enhanced oil recovery (EOR) is widely applied in the oil industry [1][2][3][4] , primarily due to the ability of these substances to decrease interfacial tension and to improve the mobility ratio between water and crude; especially at the end of water injection, wherein the residual oil is in the form of cells still trapped or retained within the porous medium mainly due to capillary forces are governed by the viscosity and surface tension of fluids. Recently is considered the combined application of surfactants nanoparticles for EOR [5][6][7] , because this type of nanomaterial improve the effectiveness and surfactants in reducing the interfacial tension (IFT) between the oil and water through spontaneous formation of emulsions. In turn, the nanoparticles possess the ability to alter the wettability of the porous medium thus modifying the flow characteristics, releasing the trapped oil that increased the percentage of recovery of crude oil contained in the formation. In this project an assessment of the effectiveness of a nano-surfactant or nanofluido consists of natural surfactant and nanoparticles as a method for enhanced oil recovery EOR. In this regard, a number of systematic evidence-based interfacial tension (IFT) and surface tension (SFT) and analysis of fluid flow in a prototype device captures spectrophotometric time and transmittance is performed. In addition to a digital imaging software for determining the sweep time and the percentage of oil recovered from an exact way never before reported in the literature.