Protocolo experimental para la evaluación de microemulsiones que modifican la mojabilidad en el medio poroso. Aplicación a campos colombianos
Publicado 2019-06-30
Palabras clave
- Acuífero Activo,
- Ángulo de Contacto,
- Daño de Formación,
- Humectabilidad,
- Microemulsiones
- Mojabilidad,
- Movilidad,
- Permeabilidad relativa,
- Presión capilar,
- productividad de pozo,
- tensión interfacial,
- Viscosidad ...Más
Cómo citar
Resumen
Las reservas de crudo liviano son cada vez más escasas, a diferencia de los descubrimientos de crudo pesado, razón por lo cual se ha enfocado la atención en este tipo de hidrocarburos.
Colombia tiene un gran potencial de crudo pesado, sobre todo en las zonas de la Cuenca de los Llanos Orientales (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria), cuyo desarrollo en los últimos años, ha logrado que el 60% de la producción nacional este asociada a este tipo de recurso.
La producción de crudo pesado no es fácil, una de las principales dificultades es la alta viscosidad del hidrocarburo, lo cual origina una baja movilidad del mismo y una temprana producción de agua en yacimientos con acuíferos activos.
Una de las técnicas más utilizadas para incrementar la productividad en los yacimientos de crudos pesados es la estimulación matricial de pozos, a partir de la cual se pueden modificar las curvas de permeabilidad relativa (alteración de la humectabilidad) y así mejorar la movilidad de estos crudos. Sin embargo es crucial la comprensión de la mojabilidad de la formación para optimizar la recuperación de petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento.
Por lo anterior, el presente estudio se centró en desarrollar e implementar un protocolo a nivel de laboratorio, para evaluar tratamientos de estimulación matricial base agua, que tuvieran la capacidad de invertir la mojabilidad natural (generalmente al crudo, debido a la alta afinidad entre el crudo y minerales de roca del yacimiento), hacia una mojabilidad al agua, que conduce a un mejoramiento de la permeabilidad relativa al crudo.
El protocolo experimental fue implementado a nivel de laboratorio en el campo Castilla (cuenca de los llanos orientales en Colombia) y se enfocó en tres grandes etapas.
1. Etapa 1: Caracterización básica de fluidos de formación
2. Etapa 2: Evaluación fluido-fluido y comportamiento reológico de fluidos de formación Vs Tratamientos químicos.
3. Etapa 3: Evaluación del efecto sobre la humectabilidad (modificación de ángulos de contacto y permeabilidad relativa).
Las principales conclusiones y recomendaciones obtenidas en este estudio son las siguientes:
1. Se desarrolló un protocolo experimental adecuado para la evaluación de microemulsiones y/o aditivos mejoradores de movilidad.
2. La implementación del protocolo permitió seleccionar el mejor tratamiento de alteración de la humectabilidad para el campo Castilla.
3. En la preferencia de la mojabilidad del yacimiento, tienen incidencia: los componentes del petróleo, la química de la salmuera, la superficie mineral, la temperatura, la presión, la tensión interfacial de los fluidos, la presión capilar y la historia de saturación del yacimiento.
Descargas
Referencias
Asociación Colombiana del Petróleo. Informe Estadístico Petrolero 2015. Recuperado de
https://acp.com.co/web2017/.../Informe%20Estadistico%20Petrolero%202014.pdf
ASTM D4007–08. “Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)”. 2008.
ASTM D 4448. “Standard Guide for Sampling Ground-Water Monitoring Wells”. 2001.
ASTM D70, “Standard Test Method for Density of Semi-Solid Bituminous Materials (Pycnometer Method)”. 2009.
BOURREL M., SALAGER J., SCHECHTER R. S., WADE W. H.A correlation for phase behavior of nonionic surfactants, J. Colloid Interf. Sci., 1980, 75, p. 451-461.
BRANCO V., MANSOORI G., DE ALMEIDA L. Asphaltene flocculation and collapse from petroleum fluids. Journal Petroleum Science and Engineering, 2001, p. 217.
Camacho, R. P., & Grosso, J. L. (2003). Criterios para la selección del sistema de levantamiento artificial para crudos pesados y extrapesados. Fuentes: El reventón energético, 3(1), 2.
Díaz, R. J., Navarro, S. F. M., & Tavera, C. P. S. (2007). Modelo estadístico para la realización de analogías orientadas a procesos de recobro mejorado. Revista Fuentes, 5(1).
Figueira, J. N., Simão, R. A., Soares, B. G., & Lucas, E. F. (2017). The influence of chemicals on asphaltenes precipitation: a comparison between atomic force microscopy and near infrared techniques. Revista Fuentes, 15(1), 7-17.
García, C. A., Rodríguez, O. C., Casallas, P. A., Cruz, G., Hernández, F. E., Afanador, L. E., & Rodríguez, L. (2010). Optimización del transporte por oleoducto de crudo pesado Castilla. Fuentes: El reventón energético, 8(1), 2.
Guerrero-Martin, C. A., Montes-Páez, E., de Oliveira, K., Cristina, M., Campos, J., & Lucas, E. F. (2018, June). Calculating Asphaltenes Precipitation Onset Pressure by Using Cardanol as Precipitation Inhibitor: A Strategy to Increment the Oil Well Production. In SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference. Society of Petroleum Engineers.
JAIMES M., PACHÓN Z., VILLAR A., DORADO, R. Technical/ Economic Selection and Evaluation of Chemical Treatments to Enhance the Efficiency of Artificial Lifting Systems in the Production of Heavy Crude: A Colombian Field Application. Heavy Oil Latin America Congress, 2011, p. 1-3.
KWOK D. Y., NEUMANN, A. W. Contact angle measurement and contact angle interpretation. Adv. Colloid Interface Science, volume 81, 1999, p. 167–249.
Martin, C. A. G., & Páez, E. M. (2017). Efeito da salinidade na tensão interfacial do sistema óleo/agua em condições isobáricas e incremento gradual da temperatura. Revista Fuentes, 15(2), 117-124.
Martínez-Palou, R., de Lourdes Mosqueira, M., Zapata-Rendón, B., Mar-Juárez, E., Bernal-Huicochea, C., de la Cruz Clavel-López, J., & Aburto, J. (2011). Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review. Journal of petroleum science and engineering, 75(3-4), 274-282.
Meneses, A. F. O., Moreno, L. F. C., & Plata, J. A. R. (2017). Metodología experimental para la estimación de permeabilidades relativas en dos y tres fases por medio de ajuste histórico. Revista Fuentes, 15(1), 75-85.
Molano, A. M. J., Navarro, S. F. M., & Díaz, R. J. (2014). Metodología para el diseño de baches en un proceso de inyección de polímeros para recobro mejorado, considerando fenómenos de interacción roca/fluidos. Fuentes: El reventón energético, 12(2), 6.
Mousavi-Dehghani, S. A., Riazi, M. R., Vafaie-Sefti, M., & Mansoori, G. A. (2004). An analysis of methods for determination of onsets of asphaltene phase separations. Journal of Petroleum Science and Engineering, 42(2-4), 145-156.
Norma API RP 40 “Recommended practices for core analysis”. American Petroleum Institute, Washington D.C. Second Edition, 1998.
Norma API RP 42: “Laboratory Testing of Surface Active Agents for Well Stimulation, Section 3: Interfacial Tension and Wettability”, American Petroleum Institute, Washington D.C. Second Edition, 1977.
RONDÓN, Miguel, et al. Breaking of water-in-crude oil emulsions. 1. Physicochemical phenomenology of demulsifier action. Energy and Fuels. 20, p. 1600-1604, 2006.
SALAGER, J.L., ANTÓN R., AUBRY, J.M. Formulación de Micoremulsiones por el Método del HLD. Techniques de I’Inegénieur, Vol. Génie des Procédés, 2001, artículo J2 157, 1-20.
Sanchez, A. F. P., Sanchez, J. D. B., Gonzalez, J. F. R., & Ramirez, L. E. M. (2017). Transporte de crudo pesado por oleoducto usando el método de dilución: Un enfoque práctico para modelar la caída de presión y la precipitación de asfaltenos. Revista Fuentes, 15(2), 7-17.
Sierra, D. M., Navarro, S. F. M., & Tavera, C. P. S. (2006). Simulación de un piloto de inyección continua de vapor usando pozos horizontales. Fuentes: El reventón energético, 4(2), 2.
SPEIGHT, J., “Characterization of Heavy Crude Oils and Petroleum Residues,” Symposium International, Editions Technip, Paris, 1984, pp. 32 – 41.
Trujillo, M., Delgadillo, C., Claro, Y., Rojas, R., & Sandoval, J. (2018). Reduciendo la incertidumbre en la ejecución de un piloto de combustión in situ en un campo de crudo extra pesado colombiano mediante la realización de una prueba de conectividad con nitrógeno. Revista Fuentes, 16(2).