En un artículo publicado en la revista Energía y Combustiblespresentó un enfoque novedoso para mejorar la recuperación de petróleo pesado mediante la integración de una técnica convencional de inundación con polímeros tensoactivos alcalinos (ASP) débilmente alcalinos (carbonato de sodio) con nanopartículas de sílice.
Estudio: Efectos sinérgicos de la inundación con tensioactivos débilmente alcalinos y nanopartículas de SiO2 en la recuperación mejorada de petróleo pesado. Crédito de la foto: nevodka/Shutterstock.com
Este enfoque innovador tiene el potencial de mejorar la recuperación de petróleo, minimizar los costos de los agentes químicos y eliminar los depósitos cáusticos y la erosión de la formación.
La necesidad de mejorar la recuperación de petróleo pesado
Con el desarrollo de los yacimientos tradicionales en sus etapas finales, el contenido de agua en los fluidos producidos sigue siendo alto, lo que provoca una rápida caída en el rendimiento del yacimiento. Se recuperó menos del 15% de las reservas naturales después de la producción secundaria debido a la indeseable relación de movimiento agua-petróleo durante la inyección, la mojabilidad de los yacimientos y la naturaleza heterogénea.
Por lo tanto, es crucial aplicar tecnologías modernas a los yacimientos actualmente agotados. El uso de reactivos químicos en este campo se considera el proceso terciario más efectivo para la recuperación mejorada de petróleo pesado.
Métodos de polímeros tensioactivos alcalinos
Los procesos de recuperación terciaria, en particular los procesos ASP, han demostrado ser procesos de recuperación de petróleo pesado químicamente mejorados exitosos en ciertos yacimientos. Una técnica ASP integra una mayor eficiencia del polímero a macroescala como resultado de la agitación reducida del agua inyectada con una eficiencia de desplazamiento del tensioactivo a microescala mejorada (tanto in situ como en saponificación aditiva).
A diferencia de la técnica de inyección de agua, la recuperación mejorada de petróleo pesado que ofrece la técnica de inyección de solución ASP puede ser hasta un 20 % mayor.
Nanopartículas en técnicas de extracción de petróleo pesado
La combinación de reactivos químicos clásicos (inundaciones de polímero/surfactante) con nanopartículas se ha propuesto como una técnica mejorada de recuperación de petróleo pesado.
Un nanofluido polimérico consta de NP y una solución de polímero. Los nanofluidos poliméricos están ganando popularidad debido a la menor relación de movimiento agua-aceite y la mayor eficiencia de desplazamiento del aceite.
La adsorción de enlaces de hidrógeno y cargas entre las NP y las moléculas poliméricas mejora las propiedades reológicas del nanofluido polimérico, haciéndolo mucho más resistente a la sal y al calor.
Los estudios indican que las fuerzas de repulsión electrostática pueden limitar la unión de las NP hidrófilas injertadas con polímeros a la superficie de la roca hidrófoba. Se ha demostrado que las nanopartículas aumentan la recuperación de petróleo al modificar la humectabilidad de la superficie de la roca y reducir la tensión interfacial.
Limitaciones de los métodos ASP
Si bien los procesos ASP ofrecen numerosos beneficios en términos de recuperación mejorada de petróleo pesado, los niveles más altos de álcali también pueden generar problemas como
Eliminar estos obstáculos es fundamental para reducir los costos operativos y mejorar la efectividad de la recuperación de petróleo. Con esto en mente, el equipo desarrolló un enfoque de inundación de múltiples compuestos que combinaba ASP con NP de sílice.
Resultados del estudio
Los efectos sinérgicos de ASP con NP de sílice se han estudiado cuidadosamente mediante pruebas estáticas, pruebas de desplazamiento del núcleo y experimentos de microfluidos.
Los valores de tensión interfacial de la solución ASP y ASP/sílice se mantuvieron bajos. Un ASP ligeramente alcalino cambió la humectabilidad de la superficie de la roca de lipófila a débilmente hidrófila. En comparación, la mezcla ligeramente alcalina de ASP/sílice fue capaz de transformar rápidamente la humectabilidad neutra de la superficie de una roca en una alta hidrofilia.
La recuperación de petróleo mejoró en un 6,67 % cuando se usaron mezclas de nanopartículas de sílice/ASP después de la inyección de agua en comparación con las soluciones de ASP puro. La mezcla ASP/Sílice superó a la mezcla ASP en términos de volumen de barrido y eficiencia de desplazamiento.
La mezcla de ASP/sílice mostró una mejor emulsificación y ruptura en comparación con una mezcla de poliacrilamida hidrolizada/ASP. Las gotas de emulsión de ASP tenían más probabilidades de aglomerarse, lo que indica una estabilidad termodinámica deficiente.
A pesar del hecho de que las gotitas de ASP/sílice colisionaron y se distorsionaron severamente, no se observó aglomeración, lo que indica una alta estabilidad termodinámica, viscoelástica y cinética.
Dado que las NP de sílice unidas a las superficies de la emulsión pueden actuar como inhibidores de la aglomeración, se mejoró la estabilidad de la emulsión. Una mayor estabilidad significa una mayor microfuerza que actúa sobre una gota de aceite.
Por lo tanto, las gotas de aceite fueron empujadas y extraídas más fácilmente por las gotas de emulsión. Se encontró que la emulsión ASP/sílice extraía más aceite.
Relación
Wang W, Peng Y, Chen Z, Liu H, Fan J y Liu Y (2022). Efectos sinérgicos del polímero tensoactivo alcalino débil y las inundaciones de nanopartículas de SiO2 en la recuperación mejorada de petróleo pesado. Energía y Combustibles. Disponible en: https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.2c01096
