Efecto de las nanopartículas en la inyección de agua con baja salinidad como un método novedoso de recuperación mejorada: Alteración de la humectabilidad

La técnica o método de inyección de agua en yacimientos petrolíferos tiene sus orígenes por los años 1920’s(1), esta práctica se realizó durante los primeros períodos de la industria cuando se tenía una alta producción de agua y para no contaminar ríos o lagos se adoptó como técnica inyectar el agua producida hacia los yacimientos. Durante los años 1930’s, esta técnica fue evolucionando hasta llegar a ser sistematiza para cumplir principalmente con dos objetivos: 1) mantener la presión, 2) desplazar los hidrocarburos de manera inmiscible para incrementar la recuperación de crudo y prolongar la vida productiva de los yacimientos. El principal objetivo de esta investigación es comprobar que la inyección de agua de baja salinidad ayuda a incrementar la recuperación de crudo en yacimiento, así como evaluar la efectividad de la potenciación con nanofluidos base sílice para alterar la humectabilidad de núcleos de arenisca con humectabilidad inducida al crudo y comparar su rendimiento con y sin presencia de los mismas. También, se hizo el planteamiento de la siguiente hipótesis, sobre el mecanismo que puede contribuir a la efectividad de la técnica: el cambio de humectabilidad que se pueda presentar durante la implementación de este método. Para cumplir con el objetivo y comprobar la hipótesis planteada se aplicaron las siguientes pruebas: Angulo de contacto, prueba de imbibición espontánea empleando salmueras de diferentes salinidades (1.000 hasta 5.000 ppm) y prueba de desplazamiento de fluidos. En el presente trabajo, se sintetizaron nanopartículas de sílice, mediante una ruta sintética sencilla y se emplearon nanofluidos en varias salinidades, en una muestra de núcleo Berea. Se ha utilizado la inyección de agua de baja salinidad, sobre la muestra de roca para la recuperación mejorada del petróleo (EOR), teniendo en cuenta diferentes salinidades del agua, misma que se muestra como un novedoso proceso EOR en presencia de nanofluidos a base de sílice para alterar de manera dinámica la muestra de núcleo con la inyección de baja salinidad, técnica que ha sido estudiada experimentalmente. Se prepararon nanofluidos con una concentración óptima de partículas de sílice y salinidades comprendidas entre 1.000 ppm hasta 5.000 ppm; adicionalmente la prueba de desplazamiento estuvo sujeta a una temperatura de 80°C con una presión de 1.500 psi. Los resultados mostraron un aumento del recobro por el uso de nanopartículas en condiciones de baja salinidad. Las recuperaciones óptimas en última instancia para 3.000 ppm con y sin presencia de nanofluidos que se obtuvieron son: 76.1% y 85,7%, respectivamente. Se encontró que estas recuperaciones de crudo dependen fuertemente de la concentración de salinidades y se incrementaron con la mejor concentración de salinidad más nanopartículas. En adición, el comportamiento dinámico de las nanopartículas muestra un papel clave en los resultados el desplazamiento de crudo.Abstract: The technique or method of water injection in hydrocarbon reservoirs has its origins in the 1920's (1), this practice was carried out during the early stages of the industry when there was a high-water production and not contaminate rivers or lakes was adopted the technique to inject the produced water towards the deposits. During the 30's, this technique evolved to become a system to recover mainly with the objectives: 1) to maintain the pressure, 2) to move the hydrocarbons in an immiscible way to increase the recovery of crude oil and to prolong the productive life of the deposits. In the present work silica nanoparticles were prepared by a simple synthetic route and used for the preparation of a nanofluid in several salinities in a core sample Berea. Low salinity water injection has been used on the rock sample for improved oil recovery (EOR), taking into account different water salinities. Where it is shown as a novel EOR process in the presence of silica-based nanofluids to dynamically alter the core sample with low salinity injection which has been studied experimentally. Nanofluids were prepared with a suitable concentration of silica particles and salinities ranging from 1,000 ppm to 5,000 ppm and at a temperature of 80 ° C with a pressure of 1,500 psi. The results showed an increase of the recovery by the use of nanoparticles in conditions of low salinity. The optimum recoveries ultimately for 3,000 ppm with and without the presence of nanofluids that were obtained are: 76.1% and 85.7%, respectively. It was found that these crude recoveries depend heavily on the concentration of salinities and increased with the best concentration of salinity plus nanoparticles. Therefore, the dynamic behavior of the nanoparticles shows that it is a key role in the oil displacement results.Maestrí