impacto en la incorporación de reservas en procesos de

Impacto en la incorporación de reservas enprocesos de recobro mejorado térmico de

inyección cíclica de vapor mediante el uso denanofluidos

Cristina Caro Vélez

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Departamento de Procesos y Energía

Medellín, Colombia

2019

Impacto en la incorporación de reservas enprocesos de recobro mejorado térmico de

inyección cíclica de vapor mediante el uso denanofluidos

Cristina Caro Vélez

Tesis de investigación presentada como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ingeniería de Petróleos

Director (a):

Ph.D., Sergio Hernando Lopera Castro

Codirector (a):

Ph.D., Camilo Andrés Franco Ariza

Línea de Investigación:

Recobro Térmico Mejorado de Crudo

Grupo de Investigación:

Yacimiento de Hidrocarburos

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Minas, Departamento de Procesos y Energía

Medellín, Colombia

2019

A Dios. A mis padres por su apoyo

incondicional. A Julio por creer en mí. A mis

hermanas de elección por estar siempre ahí y

a todos los que han estado en este proceso

que fue más que una formación académica.

¡¡¡Gracias!!!.

AgradecimientosAgradezco a mi director Sergio H. Lopera Castro y codirector Camilo A. Franco Ariza por

haberme brindado su conocimiento, apoyo y guía durante el desarrollo de esta

investigación.

Además, agradezco a los grupos de investigación de Yacimientos de Hidrocarburos y

Fenómenos de Superficie ”Michael Polanyi”, por su apoyo y disposición en el desarrollo y

ejecución del trabajo experimental.

A la Universidad Nacional de Colombia – Facultad de Minas por su apoyo financiero por

medio de la beca de facultad y su logística permitiéndome culminar mis estudios.

Finalmente, agradezco al Departamento Administrativo de Ciencia, Tecnología e

Innovación "Francisco José De Caldas", (COLCIENCIAS), y a la Agencia Nacional de

Hidrocarburos por el financiamiento proporcionado por medio del acuerdo 272-2017

nombrado “Programa nacional de desarrollo para la optimización de procesos de recobro

mejorado térmico con inyección de vapor mediante el uso de nanofluidos”.

Resumen y Abstract IX

ResumenLos procesos de recobro mejorado térmico por inyección cíclica de vapor se han empleado

de manera exitosa en yacimientos de crudo pesado y extrapesado como estrategia de

recuperación de reservas remanentes. El aumento en el recobro se origina por la reducción

en viscosidad del crudo lo que conlleva a un aumento en la movilidad y disminución de la

saturación residual del aceite presente en formación. Sin embargo, no se modifican de

manera notoria la química del crudo, por lo que su efecto en la movilidad es temporal,

retornando a sus condiciones previa a la inyección de vapor al volver a la temperatura de

formación en su ciclo de producción. Así, en este trabajo busca aprovechar la energía del

vapor en el proceso de mejoramiento in-situ con el fin de aumentar las reservas

recuperables y mejorar la calidad del crudo recobrado en cada ciclo de inyección de vapor,

por medio de la adición de un nanofluido con capacidad de descomposición catalítica de

fracciones pesada en una prueba dinámica a escala de laboratorio a una temperatura de

vapor de 210°C, evaluando los estados de saturación y los efluentes producidos en los

diferentes ciclos de inyección logrando un recobro incremental hasta del 30% y cambios

en la gravedad API de 6.9° hasta 15.8° API en el primer ciclo, además se evalúo la

viscosidad, destilación simulada y contenido de asfaltenos, para modelar un pozo tipo con

el cual se determinó una incorporación de reservas de debida a la adición del nanofluido

hasta 26.7%.

Palabras clave: Crudo Pesado, Recobro Térmico, Mejoramiento In-Situ, Reservas,Nanofluido

X Impacto en la incorporación de reservas en procesos de recobro mejorado térmicode inyección cíclica de vapor mediante el uso de nanofluidos

AbstractThe processes of improved thermal recovery by cyclic steam injection have been used

successfully in heavy and extra-heavy crude oil reservoirs as a strategy for recovering

remaining reserves. The increase in oil recovery is caused by the reduction in viscosity of

crude oil, which leads to an increase in mobility and a decrease in the residual saturation

of the oil present in the formation. However, the chemistry of crude oil is not noticeably

modified, so its effect on mobility is temporary, returning to its conditions before steam

injection when returning to the formation temperature in its production cycle. Thus, in this

work it seeks to harness steam energy in the in-situ improvement process in order to

increase recoverable reserves and improve the quality of the oil recovered in each steam

injection cycle, by adding a nanofluid With a capacity for catalytic decomposition of fractions

heavys in a dynamic laboratory-scale test at a steam temperature of 210°C. evaluating the

saturation states and effluents produced in the different injection cycles. achieving an

incremental oil recovery up to 30% and API gravity changes from 6.9 to 15.8 °API in the

first cycle, in addition viscosity, simulated distillation, and asphaltene content were

evaluated, to model a type well with which an incorporation of reserves up to 26.7% was

determined by the addition of the nanofluid.

Keywords: Heavy Oil Crude, Thermal Recovery, In-Situ Improvement, Reserves,Nanofluid

Contenido XI

Contenido

Pág.

Resumen........................................................................................................................ IX

Lista de figuras............................................................................................................ XIII

Lista de tablas ..............................................................................................................XV

Introducción ....................................................................................................................1

1. Fundamentos Teóricos............................................................................................51.1 Recobro de Petróleo........................................................................................5

1.1.1 Recobro Mejorado de Petróleo..............................................................51.2 Teoría de Reservas .........................................................................................91.3 Reservas Totales...........................................................................................101.4 Definición de Certidumbre Razonable............................................................101.5 Métodos de Estimación..................................................................................11

1.5.1 Métodos Determinísticos.....................................................................111.5.2 Métodos Probabilísticos ......................................................................12

2. Capítulo 2................................................................................................................132.1 Materiales ......................................................................................................13

2.1.1 Medio Poroso......................................................................................132.2 Métodos.........................................................................................................14

2.2.1 Prueba de Desplazamiento .................................................................142.2.2 Análisis de Efluentes...........................................................................162.2.3 Modelamiento y Estimación de Reservas............................................17

3. Efecto de la adicción de nanofluidos en la saturación residual y elmejoramiento de crudo en procesos de inyección de vapor .....................................21

3.1 Prueba de Desplazamiento............................................................................213.2 Análisis de Efluentes .....................................................................................24

3.2.1 Comportamiento Reológico.................................................................27

4. Construcción de un modelo de pozo y cálculo de reservas debida a la adiciónde nanofluidos en procesos de inyección de vapor ...................................................31

4.1 Modelamiento en Stars CMG.........................................................................314.2 Modelo de Aziz & Gontijo...............................................................................34

4.2.1 Sensibilidad por mejora del crudo. ......................................................354.2.2 Sensibilidad a la saturación residual de aceite ....................................374.2.3 Sensibilidad al mejoramiento de las propiedades del crudo y lasaturación residual de aceite.............................................................................39

XII Impacto en la incorporación de reservas en procesos de recobro mejoradotérmico de inyección cíclica de vapor mediante el uso de nanofluidos

4.3 Estimación de Reservas................................................................................ 41

5. Conclusiones y recomendaciones ....................................................................... 435.1 Conclusiones................................................................................................. 435.2 Recomendaciones......................................................................................... 445.3 Ponencias ..................................................................................................... 44

A. Anexo: Condiciones de Operación del Nanofluido ............................................. 47

Bibliografía .................................................................................................................... 55

Contenido XIII

Lista de figurasPág.

Figura 2 - 1 Sistema experimental para la prueba de desplazamiento. Leyenda: (1) bombasde desplazamiento positivo, (2) cilindro de desplazamiento que contiene aceite, (3) cilindrode desplazamiento que contiene salmuera, (4) cilindro que contiene agua, (5) cilindro quecontiene nanofluido, (6) generador tubular, (7) manómetros, (8) termocuplas, (9)transductor de presión, (10) lecho lleno de arena, (11) salida de muestra y (12) bombahidráulica........................................................................................................................ 15

Figura 3 - 1 Curva de recuperación del crudo y perfil de presión para la inyección devapor asistida por nanocatalizador CeNi0.89Pd1.1.a 210 °C ......................................... 22Figura 3 - 2 Perfil de temperatura a través de 6 puntos monitoreados, ubicados alcomienzo, dentro y a la salida de los medios porosos, para los escenarios de inyección devapor en presencia y ausencia del nanocatalizador CeNi0.89Pd1.1............................... 24Figura 3 - 3 Mediciones de gravedad API para: crudo virgen, aceite después deinyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1........... 25Figura 3 - 4 Análisis SARA para el crudo virgen, crudo después de inyección de vaporen presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 en los diferentes escenarios

.............................................................................................................. 26Figura 3 - 5 Contenido de residuo (620 °C+) para: crudo virgen, crudo después deinyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 en losdiferentes escenarios ..................................................................................................... 26Figura 3 - 6 Comportamiento reológico de fluidos recuperados a 25 °C. Crudo Virgen yaceite recuperado con inyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas, enlos diferentes escenarios................................................................................................ 28Figura 3 - 7 Porcentaje de reducción de viscosidad para el crudo virgen, y aceiterecuperado con inyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas deCeNi0.89Pd1,1, a 25 °C, a una velocidad de corte fija de 20 s-1..................................... 29

Figura 4 - 1 Malla de simulación en coordenadas cilíndricas de un pozo tipo vertical31Figura 4 - 2 Curvas de permeabilidad relativa agua – aceite a condiciones deformación. .............................................................................................................. 32Figura 4 - 3 Curva de producción de aceite y aceite acumulado para un pozo tipo.Producción base y escenarios de inyección cíclica de vapor en ausencia y presencia denanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 por medio de la herramienta Stars de CMG.............. 33

XIV Impacto en la incorporación de reservas en procesos de recobro mejoradotérmico de inyección cíclica de vapor mediante el uso de nanofluidos

Figura 4 - 4 Curvas de producción de aceite y aceite acumulada para un pozo tipoProducción base e inyección cíclica de vapor por medio del modelo de Aziz & Gontijo. .34Figura 4 - 5 Curvas de producción de aceite y aceite acumulado para un pozo tipoProducción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad por mejora en la calidad delcrudo en procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas deCeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz & Gontijo................................................35Figura 4 - 6 Histograma de frecuencia y frecuencia acumulada para un pozo tipo.Producción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad por mejora en la calidad delcrudo en procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas deCeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz & Gontijo................................................36Figura 4 - 7 Curvas de producción de aceite y aceite acumulada para un pozo tipoProducción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad a la saturación residual de aceiteen procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1.por medio del modelo de Aziz & Gontijo..........................................................................37Figura 4 - 8 Histograma de frecuencia y frecuencia acumulada para un pozo tipo.Producción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad a la saturación residual de aceiteen procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1.por medio del modelo de Aziz & Gontijo..........................................................................38Figura 4 - 9 Curvas de producción de aceite y aceite acumulada para un pozo tipoProducción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad al mejoramiento de laspropiedades del crudo y la saturación residual de aceite en procesos de inyección cíclicade vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz &Gontijo. ...............................................................................................................39Figura 4 - 10 Histograma de frecuencia y frecuencia acumulada para un pozo tipo.Producción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad al mejoramiento de laspropiedades del crudo y la saturación residual de aceite en procesos de inyección cíclicade vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz &Gontijo. 40

Figura A - 1 Curvas de permeabilidad relativa de un sistema compuesto por crudopesado y salmuera basado en NaCl, antes y después de la inyección de nanofluidosCeNi0.89Pd1.1 en condiciones de yacimiento a 80 °C y 700 psi. ...................................48Figura A - 2 (a) Registro fotográfico y (b) distribución del tamaño de gota de la fasedispersa en emulsión W / O de los efluentes analizados a diferentes dosis de nanofluidoCeNi0.89Pd1.1 y tiempo de remojo.................................................................................50Figura A - 3 Curvas de recuperación de petróleo para un sistema compuesto por crudoy salmuera basada en NaCl, antes y después de la inyección de nanofluidosCeNi0.89Pd1.1 en condiciones de depósito a 80 ° C y 700 psi. ......................................52

Contenido XV

Lista de tablasPág.

Tabla 3 - 1 Estados de saturación residual de aceite y agua en procesos de inyección devapor asistidos por nanocatalizador CeNi0.89Pd1.1 a 210 °C........................................ 23Tabla 3 - 2 Parámetros de los modelos Cross, Ostwald de Waele y Herschel-Bulkleypara el crudo virgen, y aceite recuperado con inyección de vapor en presencia y ausenciade nanopartículas de CeNi0.89Pd1,1, a 25 °C ............................................................... 28

Tabla 4 - 1 Propiedades promedias de yacimiento para los bloques de simulación. ... 32Tabla 4 - 2 Condiciones promedias de operación de la inyección cíclica de vapor...... 32Tabla 4 - 3 Propiedades promedias del yacimiento y condiciones operativas de inyecciónde vapor. 34Tabla 4 - 4 Distribución de probabilidad de las propiedades viscosidad y gravedad APIdel crudo. .................................................................................................................. 35Tabla 4 - 5 Distribución de probabilidad de los estados de saturación agua-aceite. .... 37Tabla 4 - 6 Percentiles de reservas por la implementación de nanofluido en procesos deinyección cíclica de vapor, sensibilizando la calidad del crudo y el estado de saturaciónresidual de aceite. .......................................................................................................... 41

Tabla A - 1 Propiedades Petrofísicas Básicas de los medios porosos generados.... 48Tabla A - 2 Estados de saturación antes y después de la inyección de nanofluidos paratodas las condiciones de operación................................................................................ 49

IntroducciónDe las reservas mundiales el 70% provienen de yacimientos no convencionales y aunque

representa gran cantidad del total de reservas tienen una diferencia importante entre sus

reservas explotables y el volumen original, debido a la baja eficiencia de su recuperación1.

Así es como en la última década, el factor de recobro de estos yacimientos ha estado

alrededor de un 15%2, este porcentaje es menos del 50% comparado con los yacimientos

convencionales que se encuentran aproximadamente en un 33%. Por lo que actualmente

y debido a las demandas del mercado se han desarrollado e implementado nuevas

tecnologías y procesos que generen mayor eficiencia de extracción de estos yacimientos,

desde formación hasta refinería, superando los altos costos de operación y viabilizando la

explotación de estos.

Los métodos de recobro mejorado térmico se han planteado como estrategia para estos

yacimientos de crudo pesado y extrapesado, los cuales tiene como objetivo generar un

desplazamiento efectivo del crudo por la reducción de viscosidad debida al incremento de

la temperatura de los fluidos de formación obteniendo una mejor movilidad de estos3. Entre

los métodos la inyección cíclica e inyección continua de vapor han sido los más empleados

debido a los altos factores de recobro logrados4. La inyección cíclica de vapor es la primera

etapa en un proyecto de inyección continua. En este proceso, un volumen determinado de

vapor se inyecta en el pozo, se deja un tiempo de remojo y posterior se abre a producción.

Esto se le conoce como ciclo, al declinar la producción se genera un segundo ciclo y se

continua el proceso hasta que la inundación de agua por condensación del vapor no genere

una viabilidad económica2.

En las últimas décadas la nanotecnología ha sido introducida en la industria del petróleo

debido a sus multiplex propiedades y capacidad de mejorar la eficacia de los métodos

convencionales5. Así varios autores han enfocado sus investigaciones en emplear

nanopartículas con el fin de hacer más eficientes estos procesos térmicos de extracción,

arrojando resultados prometedores como el aumento en el factor de recobro, la mejorar en

2 Introducción

la calidad del crudo en formación por descomposición catalítica, aumentar la capacidad

calorífica del vapor lo que conlleva a incorporar reservas remanentes considerables.6

Es así como Hamedi Shokrlu et al (2010) estudiaron el uso de partículas metálicas de

hierro, níquel y cobre de diferentes tamaños midiendo la reducción en viscosidad de las

muestras de aceite mezcladas con estas partículas a diferentes temperaturas. Además, se

evaluó el efecto sobre la mejora en la transferencia de calor, descubriendo que las

partículas de tamaño nanométrico tienen mayor efecto sobre la transferencia de calor en

el crudo pesado7. Además, Hamedi Shokrlu et al (2011) investigaron la inyectividad y

transporte de nanopartículas metálicas en medios porosos, inyectando una suspensión

polimérica con nanopartículas evidenciando una recuperación mayor con nanopartículas

de níquel debida al efecto catalítico al reducir el contenido de fracciones pesada tipo

asfaltenos y reducción de viscosidad8. Tambien, Nassar et al (2011) evaluaron

nanopartículas de óxidos metálicos para la adsorción de asfaltenos gasificación y craqueo

catalítico con vapor mediante análisis termogravimétrico en un rango de 150°C a 800°C

mostrando que la mayor pérdida de masa para los asfaltenos en presencia de

nanopartículas era a temperaturas inferiores a la descomposición de asfaltenos vírgenes4.

Nuevamente Hamedi Shokrlu et al (2013) evaluaron la catálisis del níquel puro a escala

nanométrica y micrométrica mostrando mejor desempeño en el mejoramiento las

nanopartículas de níquel debida a que esta poseía mayor área superficial, además a

condiciones dinámicas mostraron una mejora en el factor de recobro, finalmente se

determinó una relación entre el tamaño del material con la carga superficial y velocidad de

sedimentación de estas9.

Posteriormente Hamedi Shokrlu et al (2014) estudiaron los mecanismos por lo que se

reduce las viscosidad del crudo pesado al adicionar nanopartículas en procesos de

inyección de vapor de diferente naturaleza química y tamaños, la experimentación se

realizó temperaturas de 100°c y 300°C con fase acuosa presente, evidenciando que las

nanopartículas a bajas temperaturas reducen la viscosidad en función de la concentración

óptima para cada una de las partículas agregadas, a temperaturas altas revela la misma

tendencia pero aun grado mayor de reducción por los procesos de catálisis10. Más tardes,

Farooqui et al (2015) investiga los efectos de nanopartículas metálicas en medios porosos

simulando un proceso de inyección cíclica de vapor variando el ingreso de las

nanopartículas en diferentes ciclos para evaluar la eficiencia, confirmando aumento en el

Introducción 3

factor de recobro y una mayor producción del agua condensada, por lo que aumenta la

vida útil de la técnica de inyección cíclica de vapor y proporciona potencializar este método

en etapas avanzadas de inyección11.

Por su parte Ospina (2015) evaluó diferentes nanocatalizadores para la mejora “in-situ” de

crudo pesado por efecto catalítico a condiciones estáticas, encontrando un aumento hasta

de 4° API y reducción en viscosidad de aproximadamente de 95% con respecto al crudo

sin tratamiento, además se obtuvo una reducción en la temperatura de descomposición de

fracciones pesadas (Asfaltenos) del crudo12. Consecuentemente Franco (2016) empleó

nanopartículas bimetálicas de Níquel y Paladio soportadas en sílice, simulando un proceso

de inyección continua de vapor a condiciones dinámicas, obteniendo un aumento en el

factor de recobro hasta del 46%, incrementos hasta 4° API y reducción de viscosidad en

un 59%13. Además, Omajali et al (2017) estudio el uso de bio-nanopartículas

funcionalizadas con pálido y platino soportadas en dos tipos células bacterianas las cuales

mostraron mejores resultados en contraste con nanopartículas comerciales de alúmina

impregnadas con níquel y molibdeno ya que, aunque las viscosidades fueron similares las

nanopartículas comerciales presentaron mayor cantidad de coque como residuo producto

de la catálisis14.

Recientemente Yi et al (2018) estudiaron la temperatura, concentración y penetración de

nanopartículas en el medio, determinando la influencia de estas variables en la eficiencia

en procesos de inyección cíclica de vapor más nanofluido, los resultados mostraron que la

mejor concentración de nanopartículas para obtener altos factores de recobro es de 0.2%

en peso con respecto al volumen de crudo a contactar a una temperatura de 220°C.

Validan además, el efecto de las nanopartículas de níquel como catalizadores en

reacciones de acuatermolisis rompiendo enlaces carbono/sulfuro y que la distribución de

nanopartícula cercana a la cara de inyección contribuye favorablemente al recobro de

crudo15. Igualmente, Cardona L (2018) investiga el desempeño de la adición de

nanopartículas monometálica y bimetálica en procesos de inyección continua de vapor a

condiciones dinámicas y diferentes calidades del vapor, los resultados muestran que

independiente de la calidad del vapor a una temperatura constante no se ve afectada la

actividad catalítica de las nanopartículas, igualmente incrementan el factor de recobro

debida a la mejora en la calidad del crudo y capacidad calorífica que proporciona la

nanopartícula al sistema. Además, el desempeño de la bimetálica respecto a la

4 Introducción

monometálica es mayor debido a los sitios activos presentes en la superficie de la

nanopartícula demostrado por mayor porcentaje de recobro y mejora en la calidad de

crudo16.

En la literatura se observan resultados prometedores del efecto de la adición de

nanopartículas en procesos de recobro térmico con vapor. Sin embargo, en métodos de

recobro térmico por inyección cíclica de vapor empleando nanofluidos no se ha

cuantificado el impacto en la incorporación de reservas en contraste con la técnica

convencional para viabilizar su ejecución. Por lo que se plantea un estudio experimental

empelando un nanocatalizador el cual simule un proceso cíclico a condiciones de campo

evaluando el recobro y efluentes obtenidos, para posteriormente simular un pozo tipo con

el cual se estimara las reservas por la adicción de nanopartículas y determinar su impacto

1.Fundamentos Teóricos

En este capítulo se presentan una descripción teórica de los métodos de recobro mejorado,

en particular el recobro térmico y la incorporación de la nanotecnología en estos procesos.

Además, se esboza la teoría de reservas con el fin de hablar acertadamente del impacto

de la adicción de nanocatalizadores en procesos térmicos como estrategia en la

incorporación de reservas.

1.1 Recobro de PetróleoLa explotación de un yacimiento tiene como principal objetivo recuperar el mayor

porcentaje de aceite y comprende varias etapas, las cuales se diferencian por los

porcentajes de recuperación debido a las tecnologías aplicadas17. Para diferenciarlas es

necesario definir las fronteras entre ellas basado en el concepto de energía18. Así, se

clasifica el recobro primario como aquella etapa de producción donde un yacimiento

produce por su propia energía; el secundario se refiere a la energía que se proporciona al

yacimiento por medio de la inyección de algún fluido (agua o gas) o mecanismo de

levantamiento artificial y el recobro terciario o mejorado es la adición de la energía al

yacimiento y modificación de alguna de las propiedades del sistema.

1.1.1 Recobro Mejorado de PetróleoAl hablar del recobro mejorado se debe concebir como un conjunto de procesos mediante

los cuales se recupera crudo que no fue posible ser producido bajo la dinámica de

producción primaria, incluyendo agentes químicos que no se encuentran en el yacimiento,

enfocándose en la interacción roca- fluido y las interacciones de las fuerzas capilares y

viscosas19.

6 Impacto en la incorporación de reservas en procesos de recobro mejorado

térmico de inyección cíclica de vapor mediante el uso de nanofluidos

Estos procesos buscan condiciones favorables para el flujo de fluidos a través del

yacimiento18, mediante la adicción de calor, interacción química entre fluidos, transferencia

de masa y cambio en las propiedades del crudo. Por lo cual estos procesos se clasifican

en métodos térmicos, químicos y miscibles20. Seleccionar la tecnología más adecuada

dependerá de las características específicas del yacimiento3.

Métodos QuímicosEstos métodos consisten en inyectar químicos tales como polímeros, alcalinos,

surfactante, y sus combinaciones para aumentar la recuperación de aceite mediante la

mejora macroscópica y eficiencias de barrido microscópico3. En general, estos procesos

adicionan una mezcla de químicos al agua antes de su inyección con el objetivo de mejorar

la relación de movilidad de los fluidos en formación18.

Métodos MisciblesEstos métodos tienen como objetivo inyectar un gas como agente desplazante que sea

miscible en el crudo, con el fin de reducir la tensión interfacial entre los fluidos y aumentar

el número capilar18. Bajo condiciones ideales, los fluidos se mezclan en una zona conocida

como zona de transición, la cual se expande a medida que se mueve en el medio poroso

desplazando los fluidos que se encuentren delante de esta zona17.

Métodos TérmicosEstos métodos consisten en trasferir energía en forma de calor a la formación con fin de

reducir la viscosidad del crudo, mejorando la movilidad en el yacimiento21. La

implementación de este tipo de técnicas inicia en los años 50 a partir de la alta demanda

energética de las industrias y productos petroquímicos11. En general estos procesos se

dan a partir de la inyección de vapor de agua, agua caliente e inyección de aire en

diferentes esquemas de inyección.

o Drenaje Asistido por Gravedad (SAGD)Esta técnica se desarrolló para aumentar el factor de recobro de yacimientos de

crudo pesado y bitumen, consiste en perforar dos pozos horizontales paralelos

entre sí. El pozo superior inyecta continuamente vapor a alta presión creando una

cámara de vapor la cual conduce y transfiere el calor al crudo movilizándolo al pozo

inferior, el cual es drenado por gravedad y bombeado a superficie22.

Fundamentos Teóricos 7

o Inyección Cíclica de VaporEste método de recuperación es la etapa temprana de la inyección continua de

vapor7 y se lleva a cabo en un pozo que operara como inyector y productor al

mismo tiempo desarrollándose en tres etapas21. En la primera etapa, el vapor

húmedo es inyectado por un cierto periodo de tiempo17. Posteriormente el pozo es

cerrado y se deja en fase de remojo dejando que el calor inyectado se transfiera y

se distribuya uniformemente alrededor del pozo. Finalmente, el pozo es abierto en

fase de producción, donde inicialmente se observa un alza en la producción, el cual

tendrá algo de vapor condensado, posterior el pozo declinará su producción hasta

que el calor se haya disipado. Esta operación se repite hasta que la inundación de

agua del vapor condensado no genere una vialidad económica3. Esta técnica

muestra factores de recobro ente el 10% a un 40% superiores a los alcanzados con

la técnica de Combustión In-Situ4, 21.

o Inyección Continua de VaporEste método de recobro consiste en inyectar vapor de agua de forma continua

desde un pozo inyector para generar un desplazamiento o empuje para los fluidos

de formación a los pozos productores del patrón de inyección. En formación el

vapor genera una zona de mezcla de fracciones livianas de hidrocarburos

provenientes del crudo y a medida que avanza a través del medio poroso transfiere

el calor al medio y fluidos presentes, como resultado parte del vapor se condensa,

generando tres zonas conocidas como zona de vapor, zona de agua calientes y

zona fría está ultima refiriéndose a la temperatura de formación3-4, 20.

Todas las técnicas de recobro con vapor logran una alta eficiencia de barrido debida a

los mecanismos que se dan al interior del yacimiento, como la expansión térmica de

los fluidos de formación, la reducción de viscosidad del crudo, extracción de solventes,

empuje por gas en solución, desplazamiento miscible por efectos de la destilación y la

destilación con vapor siendo el principal mecanismo3, 20.

o Procesos Híbridos basados en Vapor y SolventesEsta técnica no térmica, conocida como VAPEX radica en inyectar un gas solvente

en yacimiento con el fin de reducir la viscosidad del aceite, el arreglo de pozos es

análogo a la técnica de SAGD, en la cual se cuenta con dos pozos horizontales



paralelos, el superior por donde se inyecta el solvente y el inferior por el cual se

produce el crudo por drenaje y gravedad. Sin embargo, esta técnica fue mejorada

por medio de una mezcla solvente-agua, la cual es calentada e inyectada para tener

fenómenos de trasferencia de masa y calor con el fin de optimizar las tasas de

producción esta técnica es conocida como VAPEX híbrido o húmedo y tiene una

mayor eficiencia energética que la técnica convencional23.

o Combustión In-SituEste proceso se emplea en yacimientos donde no es viable la inyección de vapor

por su profundidad y/o presión de formación. Este consiste en la inyección de aire

y agua al yacimiento, seguido de un calentamiento que origina una ignición

espontanea con lo cual se genera un frente de combustión en movimiento hacia el

pozo productor, quemando todo el crudo a su paso e induciendo la descomposición

de fracciones pesadas en compuestos más ligeros, gases de combustión y vapor

de agua. Así, el coque generado en la zona de vaporización se emplea como

combustible del frente de combustión23-24.

Nanotecnología en la Recuperación TérmicaLa incorporación de nanomateriales en procesos térmicos ha generado un gran interés, la

implementación se ha llevado a cabo en técnicas como inyección cíclica y continua de

vapor, calefacción electromagnética y drenaje gravitacional asistido por vapor. En las

técnicas con inyección de vapor, la calidad es principal para obtener la recuperación

esperada, por lo que se emplean nanomateriales de óxidos metálicos con el fin de mejorar

la capacidad calorífica del vapor, debido a sus propiedades de absorber calor rápidamente

y mantenerlo mayor tiempo6. Se ha encontrado que las mejores nanopartículas para

métodos térmicos son de cobre y níquel, encontrado para la última recobros del 10%

adicional que en la técnica de inyección cíclica convencional7. Además, se ha estudiado la

aplicación de nanopartículas de zinc, níquel y hierro en procesos catalíticos para la mejora

de crudo en procesos de acuatermolisis, encontrando reducciones en viscosidad hasta de

un 80%25.


1.2 Teoría de ReservasLas reservas son volúmenes de crudo comercialmente recuperables a la fecha de

evaluación y deben de satisfacer cuatro criterios, estar descubiertas, ser recuperables,

comerciales y remanentes. Asimismo, pueden ser clasificadas de acuerdo con la certeza

asociada a la madurez de los proyectos o caracterizadas por el estado de desarrollo. Al

estimar reservas existirá una incertidumbre asociada que depende de la información

disponible y calidad de la misma, por lo cual las reservas son dinámicas en el tiempo26. El

cálculo de reservas cuantifica el potencial a recobrar27, a partir del plan de desarrollo en

ejecución o por nuevas tecnologías a desarrollarse en un horizonte de tiempo inferior a 5

años28. Previo a la implementación de cualquier tecnología de recobro se realiza un

aseguramiento de la tecnología o técnica y por medio de modelos determinísticos y/o

probabilísticos que respalden y demuestren la incorporación de reservas para viabilizar la

ejecución de esta.

Es así como, el Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (Petroleum Resources

Management System, PRMS) se creó con el objetivo de proporcionar un marco común

para la estimación de las cantidades de petróleo y gas, descubiertas y/o por descubrir28.

Reservas ProbadasVolumen de petróleo que, a partir del análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se

estiman con certeza razonable a ser recuperables comercialmente a partir de una fecha

dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de

operación, y reglamentación gubernamental definidas. Si se utilizan métodos

deterministas, la intención de certidumbre razonable expresa un alto grado de confianza a

que las cantidades serán recuperadas. Si se utilizan métodos probabilistas, debería haber

por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas

igualarán o excederán la estimación28.

Reservas ProbablesSon aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y

de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas, comparadas a reservas

probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparadas a las reservas posibles. En



este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una

probabilidad del 50% a que las cantidades reales recuperadas28.

Reservas PosiblesEstas reservas adicionales son aquellas que a partir de un análisis de datos de geociencias

y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas comparadas a las

reservas probables28.

1.3 Reservas TotalesLas cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad

de superar la suma de reservas probadas más probables más posibles, lo que es

equivalente al escenario de estimación alta27. Se puede explicar fácilmente que las

reservas son una distribución continua de volúmenes que, por conformidad, se reportan

para los percentiles 10, 50 y 90. Por lo anterior, las categorías de reservas comúnmente

utilizadas se conforman de la siguiente manera:

La reserva 1P es igual a la reserva probada.

La reserva 2P es igual a la suma de reserva probada más probable.

La reserva 3P es igual a la suma de la reserva probada más probable más posible

En la clasificación y evaluación de reservas no todos los planes de desarrollo técnicamente

factibles serán comerciales, la viabilidad comercial de un proyecto depende de las

condiciones que existirán durante el período de tiempo que abarcan las actividades del

proyecto, en donde se incluyen, factores tecnológicos, económicos, legales, ambientales,

sociales, y gubernamentales. Por lo que las estimaciones son de carácter dinámico en el

tiempo.

1.4 Definición de Certidumbre RazonableAl transcurrir el tiempo se realizan cambios a las estimaciones de las reservas iniciales

debido a la mayor disponibilidad de información de geociencias (geológicos, geofísicos y

geoquímicos), de ingeniería y económica, es mucho más probable que las reservas


iniciales, con certeza razonable, aumenten o se mantengan constantes a que

disminuyan27.

Si se utilizan métodos deterministas, el término “certidumbre razonable” tiene como

fin expresar un alto grado de confianza de que los volúmenes serán recuperados.

Si se utilizan métodos probabilistas, debe haber por lo menos un 90% de

probabilidad de que las cantidades actualmente recuperadas igualarán o superarán

la estimación.

La certidumbre razonable se basa en la cantidad y calidad de información que se tenga a

nivel yacimiento y activo, soportada por un plan de explotación existente. El uso explícito

de métodos deterministas y probabilistas en el cálculo de las reservas permite evaluar el

grado de incertidumbre de la producción esperada27-28.

1.5 Métodos de EstimaciónDentro de los criterios que se utilizan para hacer una estimación de reservas, se debe

tomar en cuenta la disponibilidad de datos suficientes y fiables, la evaluación que se tiene

de la etapa de desarrollo, el comportamiento histórico, la experiencia con la que se cuenta

respecto al lugar donde se hará el análisis, y con respecto a zonas con propiedades

similares. Una vez considerada la información disponible, se procede a elegir algún método

para hacer la estimación de las reservas, la cual depende del criterio profesional que se

basará tanto en su experiencia como en la localización geográfica y las características

geológicas para elegir el método más oportuno. La combinación de diferentes métodos

proporciona una mayor confianza a la estimación. Los métodos más utilizados son el

método volumétrico, el análisis de datos, los modelos matemáticos y los métodos de

estimación de reservas determinísticas y probabilísticas27-28.

1.5.1 Métodos DeterminísticosEn este método, escenarios discretos son desarrollados, los cuales reflejan estimaciones

de un volumen recuperable. Estos escenarios deben reflejar combinaciones realistas de

parámetros y se asegura un rango razonable de incertidumbres en las propiedades

promedio del yacimiento y las interdependencias entre ellas. Generalmente no es



apropiado combinar para la estimación más baja, parámetros bajos de entrada ya que esto

no representaría un escenario realista, sino que sería más cercano al mínimo resultado

posible27-28. En tales casos, se requiere obtener un valor para el estimado de reservas

basado en el conocimiento geológico e ingeniería, así como las propiedades de la roca y

los fluidos que contienen.

1.5.2 Métodos ProbabilísticosUsualmente, el método probabilístico se implementa utilizando el análisis de Monte Cario.

En este caso, el usuario define las distribuciones de incertidumbre de los parámetros de

entrada y la correlación entre ellos, la técnica deriva una distribución de salida basado en

la combinación de esos supuestos de entrada. Así, el software determina la combinación

de parámetros para cada iteración, en lugar de que lo realice usuario, y ejecuta diferentes

combinaciones posibles (miles) con el fin de desarrollar una distribución de probabilidad

completa de la gama de posibles resultados28.

2.Capítulo 2

A continuación, se describen los materiales, protocolo experimental, métodos de

evaluación y estimación empleados para la evaluación de desempeño de los

nanocatalizadores en procesos de recobro cíclico con vapor.

2.1 MaterialesPara la realización las pruebas de desplazamiento se utilizó un aceite extrapesado

colombiano de 6.9 ° API y una viscosidad de 7.2 × 106 cP a 25 °C y una fracción de

asfaltenos de 28.7%. Las nanopartículas de Cerio se compraron en Nanoestructurados y

Materiales Amorfos (Houston, TX, EE. UU.). Para la funcionalización de las nanopartículas

de Cerio mediante la técnica de humedad incipiente 46, se utilizaron precursores de sal de

NiCl2 6H2O y Pd (NO3)2 2H2O (Merck, KGaA, Darmstadt, Alemania) y agua destilada, y

el proceso se ejecutó siguiendo el protocolo descrito en el trabajo de Medina O.E y

colaboradores29. El nanofluido se preparó usando un tensioactivo comercial Tween 80

(Panreac, Barcelona,España) para dispersión de nanopartículas y salmuera sintética con

una fracción de masa de 0.2% de NaCl (≥ 99.5%, Merck KGaA, Darmstadt, Alemania). Se

utilizaron metanol (99,8%, Panreac, Barcelona, España), tolueno (99,8%, Panreac,

Barcelona, España) y HCl (37%, Panreac, Barcelona, España) para la limpieza de medios

porosos, y esto se preparó con arena de sílice limpia. (Arena de Ottawa, tamices

estadounidenses de malla 30-40) comprada a Minercol SA (Colombia). Finalmente, la

generación de vapor se realizó utilizando agua desionizada con una conductividad de 3 µS

cm-1.

2.1.1 Medio PorosoLa limpieza de los medios porosos se llevó a cabo utilizando una solución de tolueno-

metanol en una relación 1:1, utilizando 2 ml de la solución por 1 g de arena. Posteriormente,

en una relación volumen/fracción de masa igual al 10% de HCl, la arena se lavó



nuevamente para eliminar impurezas y residuos de los solventes, finalmente el lecho se

secó en un horno de vacío durante 12 horas a 120 °C. Se utilizó un total de 100 g de arena

de sílice para llevar a cabo la prueba de desplazamiento, se estimó su porosidad siguiendo

el método de saturación30, donde se fija un caudal bajo de 0,1 cm3 min-1 y se registra el

volumen ingresado en el sistema posteriormente se corrige su volumen por líneas y

efluentes y la permeabilidad según la ley de Darcy31.

2.2 Métodos

2.2.1 Prueba de DesplazamientoLa prueba de desplazamiento se llevó a cabo (1) haciendo una curva de recuperación de

aceite durante la inyección de vapor, (2) estimando la recuperación de aceite con inyección

de vapor asistida por nanopartículas CeNi0.89Pd1.1, (3) inyectando nuevamente vapor

para observar la actividad catalítica posterior al tiempo de remojo y la recuperación de

aceite.

El tiempo de remojo y la dosis de tratamiento se seleccionaron de acuerdo con las pruebas

realizadas en el Anexo A. El equipo total está compuesto por tres subsistemas principales.

El sistema de generación de vapor que incluye las bombas de desplazamiento positivo (DB

Robinson Group, Edmonton, AB, Canadá), dos cilindros (Max Servicios SAS, Colombia),

uno que contiene el agua para la generación de vapor y otro para controlar la calidad de la

inyección de vapor y nanofluidos y un generador tipo coraza tubo (Thermo Scientific

Waltham, MA, EE. UU.). El sistema de inyección de fluido consta de cilindros que contienen

aceite y nanofluidos, un transductor de presión (Rosemount, Emerson, MO, EE. UU.), un

portamuestras junto con un paquete de arena y termocuplas (Termocuplas, SAS,

Colombia) integradas a lo largo del sistema. Finalmente, el sistema de presión y

condensación consiste en una bomba hidráulica (Enercap, Actuant Corporation, WI, EUA),

un multiplicador de presión, un separador y recolectores de muestras líquidas. Cada

sistema tiene además sus respectivos manómetros (Rosemount, Emerson, MO, EE. UU.)

y válvulas (Swagelok, OH, EE. UU.).

En este sentido, el medio poroso se mantiene a 80 °C en un horno que contiene los

cilindros con los fluidos a desplazar, la presión de poro se simula con un sistema de

Materiales y Métodos 15

contrapresión a 150 Psi. El flujo de fluidos líquidos es de 0.5 cm3 min-1 y para el cálculo de

la permeabilidad absoluta K aplicando la ley de Darcy, se cuenta la caída de presión a

través de la muestra, una vez que el valor de presión se estabiliza y se calcula la

permeabilidad absoluta del medio poroso. Posteriormente, se inyectan 10 Vp de crudo, y

al estabilizar su valor de presión se calcula la permeabilidad efectiva al aceite (Ko). Para

la construcción de la curva de recuperación de aceite base con vapor, se inyectan 0,5

volúmenes porosos de agua equivalente (Vpwe) de vapor para dejar el sistema en

condiciones de saturación de aceite residual (Sor) del recobro convencional. Para estas

condiciones, se determina el porcentaje de petróleo crudo incremental. Luego, se genera

un segundo recobro inyectando 0.5 Vp del nanofluido de CeNi0.89Pd1.1 en la corriente de

vapor y la presión es monitoreada para garantizar la dispersión del nanofluido, y evitar

bloqueos a la entrada del portamuestras. En este punto el sistema se cierra durante 12

horas, para finalmente se inyecta vapor de nuevo a las mismas condiciones de

recuperación previas para corroborar el efecto del nanofluido en la catálisis y mejora del

crudo y en el factor de recobro, la inyección de vapor se administra hasta que no se obtiene

crudo incremental.

Figura 2 - 1 Sistema experimental para la prueba de desplazamiento. Leyenda: (1) bombasde desplazamiento positivo, (2) cilindro de desplazamiento que contiene aceite, (3) cilindrode desplazamiento que contiene salmuera, (4) cilindro que contiene agua, (5) cilindro quecontiene nanofluido, (6) generador tubular, (7) manómetros, (8) termocuplas, (9)transductor de presión, (10) lecho lleno de arena, (11) salida de muestra y (12) bombahidráulica.



2.2.2 Análisis de EfluentesPara evaluar el efecto de las nanopartículas CeNi0.89Pd1.1 que ayudan a los procesos de

inyección de vapor, los cambios del EHO en su gravedad API, viscosidad, contenido de

saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA) y contenido de residuos (620 ° C +)

fueron estimados. La gravedad API se midió utilizando un viscosímetro de cilindro rotativo

Anton Paar Stabinger SVM 3000 (Madrid, España). En cuanto al análisis SARA, se realizó

un microdesasfaltado al aceite extrapesado y mejorado usando n-heptano, y usando el

método IP 469 en un equipo IATROSCAN MK6 TLC-FID / FPD a través de inyección de

hidrógeno, se realizó la medida del contenido de saturados, aromáticos y resinas de las

muestras. Las mediciones de viscosidad se realizaron utilizando un reómetro Kinexus Pro

+ (Malvern Instruments, Worcestershire, Reino Unido), se empleó una geometría de plato-

plato paralela32 (óptima para fluidos altamente viscosos) con una GAP de 0.3 mm, para

diferentes velocidades de corte entre 0 s-1 a 100 s-1 a 25 °C para calcular el porcentaje de

reducción de viscosidad (VRD) Finalmente, a través de la destilación simulada a alta

temperatura (HTSD), se estimó el contenido de residuos, siguiendo el estándar ASTM D-

7169 en un cromatógrafo Agilent 7890.

Modelamiento ReológicoPara describir el comportamiento reológico de EHO en las diferentes etapas, se proponen

tres modelos: Cross33, Ostwald-de Waele34 y Herschel-Bulkley35. El modelo cross se

describe en la ecuación (2.1).μ = μ , , , (2.1)

Donde µ(cP) es la viscosidad del fluido, γ(s-1) es la velocidad de corte, m es una constante

que representa la tendencia de un fluido a tener un comportamiento newtoniano, αc(s) es

el tiempo de relajación, µ0,γ, µ∞,γ (cP) son las viscosidades a velocidad de corte cero y a

velocidad de corte infinito, respectivamente.

El modelo de Ostwald-de Waele sigue la expresión en la ecuación (2.2).μ = (2.2)


Para este modelo. K representa el índice de consistencia y n describe el comportamiento

de flujo.

Finalmente, el modelo de Herschel Bulkley se describe en la ecuación (2.3)μ = μ , + (2.3)

Donde KH es el índice de constancia y x es una constante. Finalmente, se concluye cuál

de los modelos se ajusta mejor empleando la raíz del error cuadrático medio (RSME%).

2.2.3 Modelamiento y Estimación de Reservas Modelamiento en Stars CMG

Para valorar las reservas de un pozo tipo de crudo pesado colombiano al someterse a un

método de recobro por inyección cíclica de vapor más nanofluido versus la técnica

convencional se empleó el simulador comercial CMG STARS36. Se generó un modelo de

pozo sectorizado a partir del área de drenaje del pozo, unidades hidráulicas de flujo,

permeabilidad, porosidad, presión, características de los fluidos, geometría del pozo,

mecanismo de producción y condiciones de operación de la técnica como tasa y tiempo de

inyección del vapor, calidad de vapor y tiempo de remojo como propiedades promedio de

campos donde se emplea este tipo de recobro.

Se genero el ajuste de producción de la línea base del pozo previa a la ejecución de la

técnica de recobro. Posteriormente se realizó la simulación de una inyección cíclica de

vapor en un escenario convencional y con la adición de nanopartículas en el cual se

modificó las interacciones roca – fluido y fluido - fluido como permeabilidades relativas y

viscosidad de los fluidos de formación. Esto con el fin, de escalar los resultados obtenidos

experimentalmente y evaluar el incremento de cada ciclo respecto a un recobro en

ausencia de nanofluido, determinando las reservas incrementales por la implementación

de nanofluidos.

Modelo de Aziz & GontijoSe empleó un modelo analítico para procesos de recobro por inyección cíclica de vapor

desarrollado por Aziz & Gontijo23, 37 (1984) de flujo radial para pozos verticales, donde la

tasa de flujo del aceite es modelada como función de la viscosidad del crudo, la



permeabilidad efectiva de la zona caliente, la porosidad, la saturación del aceite móvil y la

difusiva térmica del yacimiento. El modelo Aziz & Gontijo se describe en la ecuación (2.4).

= 1.87 ∆ ∆∅( / ) . (2.4)

Donde es la distancia radial a lo largo de la zona de aceite caliente, es la

permeabilidad efectiva al aceite, es la porosidad, ∆ es el cambio de saturación

residual del aceite, es la difusividad térmica del yacimiento, ∆∅ es la relación entre la

caída de presión y la densidad del aceite, es el exponente de correlación de la

viscosidad del aceite, es la viscosidad cinemática del aceite a temperatura promedio.

Las consideraciones del modelo son:

Se considera una saturación inicial para las fases agua y aceite.

La inyección del vapor forma un volumen cónico.

La transferencia de calor se ignora en la fase de inyección de vapor y en la media

del depósito la temperatura es igual a la temperatura del vapor.

El aceite se mueve debajo de una capa gruesa en la interfaz de vapor de aceite.

El mecanismo de transferencia de calor del vapor a la zona de aceite es la

conducción.

El régimen de flujo es pseudoestable.

Por la producción de petróleo, se incrementa en la zona ocupada por el vapor.

Una combinación de caída de presión y gravedad conduce al flujo a través del

depósito.

La temperatura media de la zona calentada es determinante para la presión de

vapor.

Estimación de ReservasDado que en el cálculo de reservas se tiene un grado de incertidumbre inherente, por las

heterogeneidades propias del yacimiento, las variables operativas y el escalamiento de los

resultados experimentales de la técnica asistida con nanopartículas, se realizó un

simulación de Monte Carlo a partir del modelo analítico de Aziz & Gontijo, sensibilizando


la viscosidad y los estados de saturación considerando los rangos de en los cuales se

mueven y cuidando que estos valores tengan la misma distribución de probabilidad que la

variable física, obteniendo una aleatorización de estos valores entre sí, con el fin de

generar una distribución de probabilidad y escenarios P10, P50 y P90 de la incorporación

de reservas por la implementación de nanofluido en el proceso de recobro. Se realizó un

número elevado de corridas con el fin de obtener una mayor densidad para realizar el

análisis mediante la generación de una macro en Excel.

3.Efecto de la adicción de nanofluidos en lasaturación residual y el mejoramiento decrudo en procesos de inyección de vapor

3.1 Prueba de DesplazamientoDe acuerdo con los resultados de las pruebas de desplazamiento sin inyección de vapor

mostradas en el Anexo A, se evaluó esta prueba con una dosis de 0.5 Vp de

CeNi0.89Pd1.1 nanofluido y un tiempo de remojo de 12 horas. El efecto del

nanocatalizador en la inyección de vapor se desarrolló en tres etapas principales, (1)

inyección de vapor, (2) inyección de nanofluido en la corriente de vapor, y (3) inyección de

vapor nuevamente posterior a las 12 horas de remojo hasta que no se observe más

producción de petróleo.

La curva de recuperación de petróleo y el perfil de presión se muestra en la Figura 3-1 y

los estados de saturación en la Tabla 3-1. Las permeabilidades absolutas (Kabs) y

efectivas al petróleo (Ko) fueron de 3744 mD y 2254 mD, respectivamente. Después de la

primera inyección de vapor, se obtuvo una recuperación del 51%. Esta recuperación se

debe principalmente al efecto de la reducción de la viscosidad del aceite38, la expansión

térmica39, la variación de la presión capilar y la permeabilidad relativa de las fases40, la

volatilización de los hidrocarburos ligeros (C3-C5)41 y la segregación gravitacional42

causada por la transferencia de energía de vapor a ambos fluidos. y a la roca. La inyección

de vapor sin nanopartículas se detuvo después de la inyección de 7 PVWE

aproximadamente al no observarse ninguna producción de aceite. Seguido a esta etapa,

se inyecta los 0.5 Vp del nanofluido en la corriente de vapor y se cierra sistema por 12

horas, se observa una recuperación adicional del 25%, el efecto de las nanopartículas en

el aumento de la recuperación obtenida se explica principalmente por dos razones. El

primero, gracias a la reducción de la viscosidad causada por una reorganización de la red



viscoelástica del crudo7, 13, 43. Este mecanismo se explica teniendo en cuenta que las

interacciones nanopartículas-asfaltenos son mucho más fuertes que las interacciones

asfaltenos-asfaltenos44, por esta razón, las moléculas de asfaltenos son más propensas a

migrar a través de la fase de masa a la superficie de las nanopartículas, generando una

desintegración de la red viscoelástica43, 45. En consecuencia, el sistema de agregación de

asfaltenos en la fase masiva se verá afectado en el sentido de que las moléculas

individuales y los agregados más pequeños serán adsorbidos rápidamente por las

nanopartículas CeNi0.89Pd1.146. Por otro lado, el segundo mecanismo asociado con la

recuperación mejorada de petróleo mediante la adición de nanopartículas está asociado

con su alta actividad catalítica y conductividad térmica8, 47. La posición del asfaltenos en

las fases activas del soporte y los óxidos metálicos, genera su conversión en hidrocarburos

de bajo peso molecular48 y gases como CO, CO2 y CH4, gracias a la capacidad de estas

nanopartículas, para cambiar su estado de oxidación de Ce4+ a Ce3+ 49, las nanopartículas

son capaces de generar un mayor número de interacción entre las moléculas de vapor de

agua adsorbidas en vacantes de oxígeno, con los hidrocarburos posicionados en los

diferentes sitios activos, y de esta manera fomenta su agrietamiento y, posteriormente,

evita las reacciones de adición a través de la producción de hidrógeno en las reacciones

antes mencionadas. Es importante enfatizar que no se realizó ninguna inyección de un

agente donante de hidrógeno. Finalmente, los medios porosos decorados con

nanopartículas CeNi0.89Pd1.1 altera la humectabilidad del sistema fuerte al agua, lo que

favorece el flujo de aceite en el sistema. Posteriormente pasadas las 12 horas de remojo

se inyecta nuevamente vapor y se observa el recobro obtenido.

Figura 3 - 1 Curva de recuperación del crudo y perfil de presión para la inyección devapor asistida por nanocatalizador CeNi0.89Pd1.1.a 210 °C

Efecto de la adicción de nanofluidos en la saturación residual y el mejoramiento

de crudo en procesos de inyección de vapor

23

Tabla 3 - 1 Estados de saturación residual de aceite y agua en procesos de inyecciónde vapor asistidos por nanocatalizador CeNi0.89Pd1.1 a 210 °C

Escenario Swr (%) Sor (%)Inyección de Vapor Base 62.3% 37.7%

Inyección de Vapor Asistida con NF 81.5% 18.5%Inyección de Vapor Post NF 94,6% 5.4%

Por otro lado, el perfil de temperatura a través de 6 puntos monitoreados ubicados al

comienzo, dentro y a la salida de los medios porosos, para los escenarios de inyección de

vapor en presencia y ausencia de nanocatalizadores se muestra en la Figura 3-2. La

temperatura en cada uno de los puntos se midió utilizando termocuplas integradas a lo

largo de la línea del para corroborar la calidad del vapor dentro de los medios porosos y

su grado de condensación. La caída de temperatura en general se debe principalmente a

la tortuosidad del medio50, a la transferencia de energía del vapor a los fluidos (agua y

aceite) y al 99% de sílice de roca compuesta. Sin embargo, debido a la presión de poro, el

vapor tiene un rango mayor para transmitir energía sin permitir un cambio de fase y, por lo

tanto, mantener su calidad51. Por otro lado, el cambio de temperatura para el sistema

después de la inyección de nanofluido fue menor que en ausencia de este. Los óxidos



metálicos a nanoescala tienen la propiedad de absorber el calor muy rápidamente y

contenerlo durante varias horas, lo que genera una mejora en la capacidad calorífica del

vapor inyectado52.

Figura 3 - 2 Perfil de temperatura a través de 6 puntos monitoreados, ubicados alcomienzo, dentro y a la salida de los medios porosos, para los escenarios de inyección devapor en presencia y ausencia del nanocatalizador CeNi0.89Pd1.1

3.2 Análisis de EfluentesEl crudo mejorado inicialmente se estima en función del cambio en los valores de la

gravedad API. La Figura 3-3 muestra los valores obtenidos del cálculo de la gravedad API

a las condiciones estándar de los fluidos producidos después de la (1) inyección de vapor

y (2) la inyección de vapor asistida por nanopartículas CeNi0.89Pd1.1 y (3) la inyección de

vapor posterior al tiempo de remojo, en comparación con el crudo virgen. La gravedad API

aumenta en 9.3%, y 114.7% y 130% para las etapas 1, y 2 y 3, respectivamente. El mayor

cambio en la gravedad API se debe al hecho de que gracias a la descomposición de las

moléculas de asfaltenos adsorbidas en la superficie de las nanopartículas, se forman

componentes de menor peso molecular, que reducen el peso del petróleo crudo53. La

presencia de solo vapor logra un cambio sutil en esta propiedad posiblemente porque a



25

esa temperatura puede haber una reorganización de las moléculas dentro del fluido,

logrando un pequeño cambio en la fracción de los componentes del petróleo pesado54.

Figura 3 - 3 Mediciones de gravedad API para: crudo virgen, aceite después deinyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.

Por otro lado, la Figura 3-4 se muestra el análisis SARA de los efluentes obtenidos en cada

una de las etapas. Para la inyección de vapor sin nanopartículas, no se observa ningún

cambio apreciable o significativo en el contenido de asfaltenos. Se debe a que la

descomposición térmica de estos compuestos ocurre a temperaturas mucho más altas,

alrededor de 450 °C. La presencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 genera una

disminución del 28.7% al 8.8% del contenido de asfaltenos en el sistema, lo que demuestra

la alta actividad catalítica de los mismos. Gracias al efecto beneficioso entre los óxidos

metálicos en la superficie de la nanopartícula55, el desarrollo del ciclo redox por parte del

soporte46, las vacantes de aniones de oxígeno proporcionadas por los iones Ce3+ para la

adsorción de moléculas de vapor de agua56, la catálisis de reacciones que favorecen la

producción de hidrógeno57. que evitan la generación de reacciones de adición, obteniendo

una gran mejora en la calidad del petróleo crudo, aumentando los componentes saturados

y reduciendo a su vez la presencia de compuestos aromáticos.



Figura 3 - 4 Análisis SARA para el crudo virgen, crudo después de inyección de vaporen presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 en los diferentes escenarios

A través de los resultados obtenidos en la destilación simulada (SimDis), es evidente que

existe una mejora en la calidad del petróleo crudo con la adición de nanopartículas de

CeNi0.89Pd1.1, dado el aumento la conversión de coque generado después del proceso

de gasificación (ver Figura 3-5) El contenido residual de aceite virgen extrapesado,

inyección de vapor e inyección de vapor asistida por inyección de nanofluidos fue 3,6%,

30,5% y 29,5%, respectivamente. Este hecho muestra la formación de hidrocarburos de

bajo peso molecular, corroborados con el aumento en el contenido de componentes

saturados y la disminución de compuestos aromáticos y asfaltenos.

Figura 3 - 5 Contenido de residuo (620 °C+) para: crudo virgen, crudo después deinyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 en losdiferentes escenarios



27

3.2.1 Comportamiento ReológicoDespués de los resultados obtenidos de la mejora en las propiedades del crudo, el

comportamiento reológico del petróleo crudo virgen y la recuperación con inyección de

vapor en presencia y ausencia de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 en los diferentes

escenarios a 25 °C se muestran en la Figura 3-6 , donde se observa que en la medida en

que el calor ingresa a los medios porosos en condiciones residuales de aceite, los valores

de viscosidad caen exponencialmente y aún más en presencia de CeNi0.89Pd1.1,

incluyendo que las nanopartículas al adsorber la fracción con la mayor tendencia producir

agregados, conduce a la eliminación de grandes fracciones que causan el aumento de la

red viscoelástica de petróleo crudo y hay una interacción mayor y más fuerte de

nanopartículas-asfaltenos que asfaltenos-asfaltenos58. El comportamiento típico del aceite

es no newtoniano, donde la viscosidad cambia con la velocidad de corte y se vuelve más

notable en los valores más bajos; El único fluido que tiende a inhibir este comportamiento

es la recuperación a las condiciones de inyección de vapor con presencia de

CeNi0.89Pd1.1. Cuando aumenta la velocidad de corte, el comportamiento de los fluidos

analizados comienza a ser pseudoplástico, ya que la estructura interna del fluido se

descompone rápidamente. El modelo que mejor se ajusta con él %RSME más bajo al

comportamiento de viscosidad de los aceites estudiados es el modelo Cross, cuyos



parámetros se muestran en la Tabla 3-2, junto con los parámetros de los modelos Ostwald-

de Waele, Herschel-Bulkley y Vipulanandan.

Figura 3 - 6 Comportamiento reológico de fluidos recuperados a 25 °C. Crudo Virgen yaceite recuperado con inyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas, enlos diferentes escenarios.

Con los valores de la Tabla 3-2, se observa que para todos los fluidos hay un %RMSE

<1%, lo que significa que el modelo se ajusta al comportamiento reológico exhibido por

todos los crudos estudiados. Para los parámetros de viscosidad extrema en cero e infinito,

los valores disminuyen en el orden Crudo Virgen <Crudo Post Vapor <Crudo Vapor &

Nanofluido <Crudo Post Nanofluido, corroborando el cambio en las propiedades del fluido

a través de su estimulación a través de inyección de vapor y aplicación de nanotecnología.

Tabla 3 - 2 Parámetros de los modelos Cross, Ostwald de Waele y Herschel-Bulkleypara el crudo virgen, y aceite recuperado con inyección de vapor en presencia y ausenciade nanopartículas de CeNi0.89Pd1,1, a 25 °C

Modelo Parámetros CrudoVirgen

Crudo PostVapor

Crudo Vapor& Nanofluido

Crudo PostNanofluido

Cross,o x106 5.95 5.31 0.39 0.41

, x106 7.10 7.04 1.52 1.53

c x10-2 4.48 4.44 4.15 4.25



29

m 0.47 0.43 0.05 0.25%RMSE 0.34 0.29 0.16 0.29

Ostwald-deWaele

K x106 4.15 4.01 6.12 9.27n x10-3 4.14 3.14 1.39 1.50

%RMSE 6.53 7.21 0.17 1.63

Herschel-Bulkley

, x106 7.05 6.99 1.51 1.55

HK x106 2.55 2.22 7.22 7.31x 0.15 0.14 0.06 0.07

%RMSE 3.51 5.51 3.22 2.33

El tiempo de relajación (α) muestra que toma un valor cercano a cero, mostrando que el

fluido tiende a adquirir un comportamiento newtoniano, siendo el crudo con nanopartículas

el que tiene el valor más bajo de este, lo que indica que hay un alto grado de agrietamiento

de moléculas de alto peso molecular en componentes ligeros. La Figura 3-7 muestra el

porcentaje de reducción de viscosidad para un valor de velocidad de cizallamiento de 20

s-1, de modo que el cambio para cada uno de los fluidos recuperados se presenta en

comparación con el crudo virgen.

Figura 3 - 7 Porcentaje de reducción de viscosidad para el crudo virgen, y aceiterecuperado con inyección de vapor en presencia y ausencia de nanopartículas deCeNi0.89Pd1,1, a 25 °C, a una velocidad de corte fija de 20 s-1.



El comportamiento típico del crudo es no newtoniano, donde la viscosidad cambia con la

velocidad de corte y se vuelve más notable en los valores más bajos. No obstante, la

inyección de nanofluido modifica las propiedades reológicas, haciendo que el crudo se

comporte más como un fluido newtoniano y reduciendo su viscosidad en todo el rango de

velocidad de corte32. En este sentido, el efluente obtenido después de la inyección de

nanofluido, presenta el mejor desempeño por reducción en viscosidad; debido a que su

comportamiento se acerca a un fluido newtoniano, por lo que su microestructura no cambia

drásticamente al someterse a un esfuerzo, interrumpiendo la red viscoelástica de petróleo

crudo y disminuyendo considerablemente la viscosidad del petróleo crudo en

aproximadamente un 78.5%. Finalmente, el efluente posterior a la inyección de vapor en

ausencia del nanofluido genera un porcentaje de reducción en la viscosidad de

aproximadamente 2%, debido al calor latente transferido por el vapor hacia los fluidos de

formación, aumentando la movilidad del petróleo crudo, sin generar un aumento

significativo en la calidad de estos.

4.Construcción de un modelo de pozo ycálculo de reservas debida a la adición denanofluidos en procesos de inyección devapor

4.1 Modelamiento en Stars CMGSe construyo un modelo de pozo simple vertical en coordenadas cilíndricas con malla 15

x 6 x 10 equivalente a 900 bloques, para un área de drenaje promedio de 100 acres. Los

bloques en r van desde 0.35 a 1115 ft en crecimiento hacia el limite externo, como se

muestra en la Figura 4-1. En la Tabla 4-1 se encuentran las propiedades de los bloques

en la malla establecidas como características promedio de las formaciones de los campos

colombianos sometidos a inyección cíclica de vapor.

Figura 4 - 1 Malla de simulación en coordenadas cilíndricas de un pozo tipo vertical



Título de la tesis o trabajo de investigación

Tabla 4 - 1 Propiedades promedias de yacimiento para los bloques de simulación.Propiedades de Yacimiento

Profundidad – ft 800Temperatura - °F 176

Presión – psi 500Espesor – ft 54

Porosidad - % 26Permeabilidad ij– mD 1470Permeabilidad k - mD 350

Figura 4 - 2 Curvas de permeabilidad relativa agua – aceite a condiciones de formación.

Inicialmente se genera la línea base de producción del pozo, corroborando que la

producción es de un pozo tipo de los campos de estudio, a partir de esto se simula la

inyección cíclica de vapor en ausencia y presencia del nanocatalizador, en la Tabla 4-2 se

muestra las condiciones de operación promedias de la inyección cíclica de vapor.

Tabla 4 - 2 Condiciones promedias de operación de la inyección cíclica de vapor.Propiedades de Operación

Tiempo de Inyección – Días 7Tasa de Inyección – BWE/Días 350

Calidad del Vapor – % 70Tempo de Remojo – Días 5

Temperatura de Inyección - °F 470

Construcción de un modelo de pozo sectorizado y cálculo de reservas debida

a la adición de nanofluidos en procesos de inyección de vapor

33

Las curvas de permeabilidad relativa para el escenario de inyección cíclica asistida con

nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 son tomadas del Anexo A para la condición de 12 horas

de remojo.

La Figura 4–3 muestra los resultados de simulación de los escenarios base, inyección

cíclica de vapor e inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas CeNi0.89Pd1.1

para tres ciclos de inyección. La simulación de la inyección cíclica de ambos escenarios

se inicia después de tres meses de producción primaria y el tiempo de los ciclos de

inyección van hasta alcanzar la línea base de producción a la fecha.

Figura 4 - 3 Curva de producción de aceite y aceite acumulado para un pozo tipo.Producción base y escenarios de inyección cíclica de vapor en ausencia y presencia denanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 por medio de la herramienta Stars de CMG.

Como se observa la duración de los ciclos son de aproximadamente 10 meses para el caso

de la inyección cíclica de vapor convencional, contrario al caso asistido con

nanocatalizador que en los ciclos 2 y 3 el tiempo es ligeramente mayor, es decir, se cuenta

con más tiempo de duración del ciclo de producción debido al efecto en la mejora de las

propiedades del crudo y la reducción del Sor, obteniendo un potencial adicional de aceite

acumulado hasta el 20% con respecto a la línea base del pozo y de un 11% respecto a la

técnica convencional.

A partir de la evaluación por la herramienta Stars de CMG de la tecnología asistida con

nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 se puede determinar que hay una incorporación hasta

del 20% de reservas por la adicción de nanofluidos. Sin embargo, esta estimación es




subestimada debido al grado de incertidumbre que presenta la herramienta de simulación

para acoplar los fenómenos de interacción roca – fluido – nanopartícula.

4.2 Modelo de Aziz & GontijoSe genero un macro de Excel para el modelamiento de producción y aceite acumulado de

un pozo tipo colombiano sometido a inyección cíclica de vapor a partir del modelo de Aziz

& Gontijo, en la cual variables roca - fluido son seleccionadas con el fin de realizar una

simulación de Montecarlo para sensibilizar y mirar los posibles escenarios del potencial de

incorporación de reservas por la adicción de nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1. Los rangos

de variación y distribución de probabilidad de las variables se determinaron a partir de los

resultados experimentales del Capítulo 3, respetando el comportamiento de la variable

física. La Tabla 4-3 muestra los valores de cada una de las variables necesarias para el

modelamiento analítico.

Tabla 4 - 3 Propiedades promedias del yacimiento y condiciones operativas deinyección de vapor.

Propiedades de Yacimiento y Variables OperativasTemperatura de formación - °F 176

Presión – psi 487Espesor – ft 54

Porosidad - % 26Permeabilidad efectiva al aceite – mD 800

Saturación residual de aceite 0,46Saturación residual de aceite con vapor 0.15

Tiempo de Inyección – Días 8Tasa de Inyección – BWE/Días 300

Calidad del Vapor – % 70Tempo de Remojo – Días 4

Presión de Inyección – psi 350

La Figura 4-4 muestra los resultados del modelamiento de un pozo tipo de inyección cíclica

de vapor para 3 ciclos de producción en el escenario base, la inyección inicia a los tres

meses de la producción primaria del pozo, observándose que con la técnica convencional

se tiene un potencial de reservas adicionales del 40% con respecto a las reservas por

producción primaria de este.

Figura 4 - 4 Curvas de producción de aceite y aceite acumulada para un pozo tipoProducción base e inyección cíclica de vapor por medio del modelo de Aziz & Gontijo.



35

4.2.1 Sensibilidad por mejora del crudo.Posterior a los resultados obtenidos del modelamiento de un pozo tipo por inyección cíclica

de vapor, se realizó una sensibilidad por medio de una simulación Montecarlo a la calidad

de crudo. Las propiedades como viscosidad y gravedad API fueron modeladas con una

distribución de probabilidad triangular, los rangos y el valor más probable se muestran en

la Tabla 4-4. Asimismo, la Figura 4-5 evidencia el potencial de producción de aceite y de

aceite acumulado a partir de la técnica de recobro asistida con nanopartículas por efectos

en la mejora de las propiedades del crudo, contrastando los escenarios de producción base

e inyección cíclica de vapor convencional.

Tabla 4 - 4 Distribución de probabilidad de las propiedades viscosidad y gravedad APIdel crudo.

Parámetro DistribuciónTriangular

ViscosidadMínimo 5%Máximo 25%

Mas probable 20%

°APIMínimo 7Máximo 15

Mas probable 13,5

Figura 4 - 5 Curvas de producción de aceite y aceite acumulado para un pozo tipoProducción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad por mejora en la calidad delcrudo en procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas deCeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz & Gontijo.




La Figura 4-5 muestra el potencial de producción y aceite acumulado por la inyección

cíclica de vapor asistida con nanopartículas para la sensibilidad en el mejoramiento de la

calidad del crudo. Los resultados muestran que los tiempos de vida de los ciclos de

producción se extiende en todos los escenarios estocásticos, además que los caudales

instantáneos son mayores debido a la mejora en la calidad del crudo, dado que el fluido

tiene un comportamiento más newtoniano.

La Figura 4-6 muestra el histograma de frecuencia y la frecuencia acumulada del potencial

de reservas de los escenarios evaluados en la simulación de Montecarlo para un pozo tipo

sometido a inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas por la mejora en la

calidad del crudo. Obteniendo para un percentil del 50% una incorporación de reservas

adicionales del 59.4% respecto a las reservas por producción primaria y un 19.4% en

relación aún recobro con inyección cíclica de vapor convencional.

Figura 4 - 6 Histograma de frecuencia y frecuencia acumulada para un pozo tipo.Producción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad por mejora en la calidad delcrudo en procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas deCeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz & Gontijo.



37

4.2.2 Sensibilidad a la saturación residual de aceiteDe acuerdo con los resultados obtenidos del modelamiento de un pozo tipo por inyección

cíclica de vapor, se realizó una sensibilidad estocástica a la saturación residual de aceite.

Las saturaciones residuales para las fases agua-aceite fueron modeladas con una

distribución de probabilidad triangular, los rangos y el valor más probable se muestran en

la Tabla 4-5. Además, la Figura 4-7 evidencia el potencial de producción de aceite y de

aceite acumulado a partir de la técnica de recobro asistida con nanopartículas por efecto

en la reducción de la saturación residual de aceite, comparando con los escenarios de

producción base e inyección cíclica de vapor.

Tabla 4 - 5 Distribución de probabilidad de los estados de saturación agua-aceite.

Parámetro DistribuciónTriangular

SorMínimo 0,05Máximo 0,46

Mas probable 0,15

SwrMínimo 0,20Máximo 0.35

Mas probable 0,25

Figura 4 - 7 Curvas de producción de aceite y aceite acumulada para un pozo tipoProducción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad a la saturación residual de aceite




en procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1.por medio del modelo de Aziz & Gontijo.


cíclica de vapor asistida con nanopartículas para la sensibilidad en la reducción de la

saturación residual de aceite. Los resultados muestran que los caudales instantáneos son

mayores debido a que se tiene un mayor volumen de aceite disponible a recobrar, dado

que las nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 hacen el sistema fuertemente humectable al

agua.



sometido a inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas por la reducción de la

saturación residual de aceite. Obteniendo para un percentil del 50% una incorporación de

reservas adicionales del 55,3% con respecto a las reservas por producción primaria y un

15.3% en relación aún recobro con inyección cíclica de vapor convencional.

Figura 4 - 8 Histograma de frecuencia y frecuencia acumulada para un pozo tipo.Producción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad a la saturación residual de aceiteen procesos de inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1.por medio del modelo de Aziz & Gontijo.



39

4.2.3 Sensibilidad al mejoramiento de las propiedades del crudo yla saturación residual de aceite

Finalmente, se realizó una sensibilidad por medio de una simulación estocástica

combinando los efectos en la mejora de la calidad de crudo y la reducción de la saturación

residual de aceite con el fin de ver el impacto y potencial sinérgico de las nanopartículas

de CeNi0.89Pd1.1 en las interacciones roca- fluido en procesos de inyección de vapor

asistida por nanofluidos. Las propiedades como viscosidad, gravedad API y saturación

residual de aceite fueron modeladas con una distribución de probabilidad triangular, los

rangos y el valor más probable de cada una se encuentran en las Tablas 4-4 y 4-5.

Igualmente, la Figura 4-9 esboza la producción de aceite y de aceite acumulado a partir de

la técnica de recobro asistida con nanopartículas por efectos combinados en la mejora de

las propiedades del crudo y la reducción del Sor en comparación con los escenarios de

producción base e inyección cíclica de vapor convencional.

Figura 4 - 9 Curvas de producción de aceite y aceite acumulada para un pozo tipoProducción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad al mejoramiento de laspropiedades del crudo y la saturación residual de aceite en procesos de inyección cíclicade vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz &Gontijo.





cíclica de vapor asistida con nanopartículas para la sensibilidad combinada de la mejora

en la calidad del crudo y la reducción de la saturación residual de aceite. Los resultados

muestran que los tiempos de vida de los ciclos de producción se extiende en todos los

escenarios probabilísticos, además que los caudales instantáneos son mayores. Esto se

debe al efecto sinérgico entre un fluido con un comportamiento más newtoniano, producto

de la catálisis in-situ y un mayor volumen de aceite disponible a recobrar, dado que las

nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1 hacen el sistema fuertemente humectable al agua.



sometido a inyección cíclica de vapor asistida con nanopartículas. Obteniendo para un

percentil del 50% una incorporación de reservas adicionales del 69.4% con respecto a las

reservas por producción primaria y un 29.4% en relación aún recobro con inyección cíclica

de vapor convencional.

Figura 4 - 10 Histograma de frecuencia y frecuencia acumulada para un pozo tipo.Producción base, inyección cíclica de vapor y sensibilidad al mejoramiento de laspropiedades del crudo y la saturación residual de aceite en procesos de inyección cíclicade vapor asistida con nanopartículas de CeNi0.89Pd1.1. por medio del modelo de Aziz &Gontijo.



41

4.3 Estimación de ReservasLa estimación de reservas tiene un grado incertidumbre técnica asociada a la calidad de

la información disponible, particularmente en el caso de las reservas probables y posibles

estimadas en procesos de recobro mejorado. Sin embargo, la viabilidad de nuevos

desarrollos tecnológicos, modificaciones y estrategias de recobro no se viabilizan a campo

sin una valoración del potencial de incorporación, en nuestro caso particular la adicción de

nanofluidos en procesos de recobro cíclico con vapor. En este orden de ideas se estimó la

incorporación de reservas partiendo de un modelo analítico sensibilizado de manera

estocástica (secciones 4.2.1 a 4.2.3) por medio de una simulación de Montecarlo. La Tabla

4-6 muestra el potencial de incorporación de reservas adicionales para los diferentes

escenarios evaluados por la adición de nanofluidos en procesos de inyección cíclica de

vapor.

Tabla 4 - 6 Percentiles de reservas por la implementación de nanofluido en procesosde inyección cíclica de vapor, sensibilizando la calidad del crudo y el estado de saturaciónresidual de aceite y combinación de estos.

Escenario P10 - KBbls P50 – KBbls P90 - KBblsCSS – A&G 64.3

CSS – NF por Mejoramiento A&G 69.7 71.4 73.7CSS – NF por Sor A&G 67.6 69.7 73.9

CSS – NF por Mejoramiento y Sor A&G 71.7 76.1 81.5




La Tabla 4-6 muestra los perfiles volumétricos obtenidos mediante el modelo analítico de

Aziz & Gontijo para los escenarios de inyección cíclica de vapor convencional y debida a

la adición del nanofluido base CeNi0.89Pd1.1 sensibilizando cada uno de los efectos

principales obtenidos a nivel experimental y combinación de estos. Logrando determinar

que para todos los escenarios asistidos con nanofluidos se incorporan reservas que van

desde un 8 a un 26,7% respecto al recobro convencional, siendo el escenario medio del

18.4% con lo cual se evidencia el alto rendimiento de esta tecnología emergente para

reducir la saturación residual de aceite y mejorar las propiedades del crudo, incorporando

reservas de mejor calidad.

5.Conclusiones y recomendaciones

5.1 ConclusionesLas nanopartículas empleadas mostraron un alto rendimiento en términos de factor

de recuperación de petróleo y mejora de la calidad del petróleo extrapesado, logrando

entrar en contacto con los compuestos de petróleo pesado, pueden descomponerlo,

aprovechando la conductividad térmica del vapor, absorbiendo el calor latente por medio

de las fases activas de los óxidos metálicos y liberándolo gradualmente. De esta manera,

al comparar el escenario en ausencia de estos nanomateriales, hay un aumento

significativo en todas las propiedades del petróleo crudo. Comenzando con un aumento en

el petróleo recuperable, seguido de una mejora en propiedades como el contenido de

asfaltenos, que disminuye de 28.7% a 12. 9%, aumenta la gravedad API de 6.9 ° a 15.9 °,

disminuye aproximadamente el 78% de la viscosidad del aceite. Finalmente, la

implementación de los nanocatalizadores CeNi0.89Pd1.1 muestra mejoras nunca vistas

para ayudar a los procesos de inyección de vapor, en la medida en que no era necesario

utilizar un agente donante de hidrógeno para promover su alto rendimiento.

Modelos numéricos y analíticos fueron empleados en la estimación de reservas por

implementación de nanofluidos en procesos de recobro cíclico con vapor. Se evidenció

una incorporación del 11% y 18% en P50 respectivamente, con respecto a la tecnología

convencional.

A partir de las sensibilidades planteadas, se encontró una dependencia de la

eficiencia del proceso asistida con nanofluidos respecto al tiempo de producción del ciclo

por la mejora de las propiedades del crudo debida a la reducción de viscosidad, aumento

de la gravedad API del aceite y reducción de la saturación residual del aceite, que se

traduce en una incorporación de reservas mayor y de mejor calidad, a las generadas por

la técnica convencional.

Esta primera aproximación para la estimación de reservas en procesos de inyección

de cíclica de vapor con la adición de nanofluidos debe ser una guía para futuros trabajos



en los cuales se incluya toda la fenomenología asociada en las interacciones roca – fluido

– nanopartícula.

5.2 RecomendacionesDeterminar la retención de los nanocatalizadores en el medio poroso a condiciones

dinámicas y su efecto en el factor de recobro y el mejoramiento del crudo a diferentes ciclos

de inyección de vapor.

Generar un acople de fenómenos en el modelo numérico y con datos propios de los

campos de estudio para determinar con menor incertidumbre el efecto de los

nanocatalizadores en la incorporación de reservas en procesos de recobro térmico.

Evaluar la eficiencia del recobro a partir de inyección de nanofluidos a diferentes

ciclos de vapor y sus interacciones roca – fluido - nanocatalizadores.

Valorar el efecto de la mineralogía en procesos de recobro con vapor a nivel

experimental y su interacción con los nanocatalizadores en el factor de recobro y el

mejoramiento del crudo

No se deben tomar los resultados de este estudio como una regla en general para la

estimación de reservas por la implementación de la nanotecnología en procesos de

recobro térmico de inyección cíclica con vapor, se debe realizar el estudio para el caso en

específico del medio poroso, tipo de crudo, naturaleza de la nanopartícula, presión y

temperatura de campo y condiciones de operación.

5.3 PonenciasPresentación Nacional - VII Escuela De Verano 2019: Nuevas Tecnologías En

Productividad Y Recobro Mejorado De Petróleo Y Gas (Ev2019) - In-Situ Generation Of

Foams And Stability Improvement For Thermal Enhanced Oil‐Recovery Applications Using

Polyethylene Glycol-Functionalized Silica Nanoparticles, Mayo 2019

Presentación Nacional - VII Escuela De Verano 2019: Nuevas Tecnologías En

Productividad Y Recobro Mejorado De Petróleo Y Gas (Ev2019) - NiO-PdO/ Ceo2±

Nanoparticles Influence In Continuous Steam Injection Processes For In-Situ Upgrading Of

Extra Heavy Oil, Mayo 2019

Conclusiones 45

Presentación Nacional - Curso Nanotecnología Aplicada Al Recobro Y Productividad

De Yacimientos De Hidrocarburos- Mejoramiento In-Situ De Crudos Pesados En Sistemas

Dinámicos, Agosto 2019.

A. Anexo: Condiciones de Operacióndel Nanofluido

Con el fin de obtener las mejores condiciones de operación para llevar a cabo la prueba

de inyección de vapor, se decidió evaluar la influencia de la dosificación del tratamiento y

su tiempo de remojo en los medios porosos tienen sobre el factor de recuperación de aceite

en las condiciones del depósito.

Para evaluar el efecto de la dosificación y tiempo de remojo del tratamiento en el recobro,

se decidió inyectar 0.3 y 0.5 volúmenes porosos (Vp) a 8 y 12 horas de contacto con el

medio poroso y los fluidos. El tren de prueba comienza con la construcción de curvas de

permeabilidad relativa y luego las curvas de recuperación de petróleo base. Para

desarrollar el protocolo, se emplearon cuatro núcleos de arena de Ottawa de malla 30-40,

3.81 cm de diámetro y 8-9 cm de longitud. Inicialmente, los empaques de arena se

ensamblaron en el soporte del núcleo para luego fluir 10 Vp de salmuera sintética con una

fracción de masa de 0.2% de NaCl a las condiciones del yacimiento a 80 °C y 700 psi de

presión de sobrecarga para determinar la permeabilidad absoluta de la muestra.

Para determinar la permeabilidad efectiva del aceite (Ko,), se inyectaron 10 Vp de aceite

extrapesado en sentido de producción. Luego, se realizó una inyección de salmuera para

construir las curvas base de recuperación de petróleo y permeabilidad relativa (Kr). Una

vez que se obtuvieron las curvas, se inyectó aceite para llevar el sistema a la condición de

saturación residual de agua, para con el fin de preparar la muestra para la inyección de

tratamiento. En este punto, se inyectó la primera dosis del tratamiento (0.3 Vp) durante un

tiempo de remojo de 8 h. Después del tiempo de remojo, el petróleo crudo y la salmuera

se inyectan nuevamente para la construcción de las curvas de recuperación de petróleo y

Kr post tratamiento y evaluar su efecto. El procedimiento descrito anteriormente se repite

para la dosificación de 0.5 Vp a 8 y 03 y 0.5 Vp a 12 h de tiempo de remojo de este40, 59.

48 Impacto en la incorporación de reservas en procesos de recobro mejoradotérmico de inyección cíclica de vapor mediante el uso de nanofluidos

Así, se emplearon 4 medios porosos independientes para que las mediciones puedan

compararse bajo las mismas condiciones de prueba y no haya restos del tratamiento, al

evaluar las siguientes condiciones de operación. Las propiedades petrofísicas de los

medios porosos se muestran en la Tabla A1.

Tabla A - 1 Propiedades Petrofísicas Básicas de los medios porosos generados

Medios Porosos Porosidad (%) Ko (mD) Kw (mD)0,3 Vp & 8 Horas 29,2 1482 200.5 Vp & 8 Horas 26 1625.3 21.80.3 Vp & 12 Horas 26,2 1476.3 6.80.5 Vp & 12 Horas 28,8 1460.8 6.8

La Figura A-1 muestra los cambios en las curvas de permeabilidad relativa para todos los

sistemas evaluados antes y después de la inyección del nanofluido CeNi0.89Pd1.1 para

las diferentes condiciones de operación. Los paneles a-b corresponden a una cantidad de

nanofluido equivalente al 30% y 50% del volumen poroso de la muestra durante un tiempo

de remojo de 8 h. Mientras que los paneles c-d describen curvas Kr para las mismas dosis

a las 12 h de tiempo de remojo

Figura A - 1 Curvas de permeabilidad relativa de un sistema compuesto por crudopesado y salmuera basado en NaCl, antes y después de la inyección de nanofluidosCeNi0.89Pd1.1 en condiciones de yacimiento a 80 °C y 700 psi.

Anexo A. Condiciones de Operación del Nanofluido 49

Tabla A - 2 Estados de saturación antes y después de la inyección de nanofluidos

para todas las condiciones de operación.

Condiciones deOperación

Estados de Saturación Base Estados de Saturación PostNanofluido

Swr (%) Sor (%) Swr (%) Sor (%)0.3 Vp @ 8 h 30.7 15.6 27.2 12.40.5 Vp @ 8 h 21.2 28.3 17.9 16.6

0.3 Vp @ 12 h 21.6 19.6 15.7 16.90.5 Vp @ 12 h 21.2 22.9 30.0 21.7

En general, en todos los casos, se producen cambios en la permeabilidad relativa y efectiva

de las fases de aceite y agua. Para las condiciones de operación de 0.3 Vp y 8 horas de

tiempo de remojo, las curvas de Kr antes y después de la inyección del tratamiento

muestran una mayor pendiente para el aceite con respecto al agua (Kro> Krw), lo que

muestra que el sistema es humectable por agua60. Además, se observa una caída rápida

en las curvas de permeabilidad relativa del petróleo al aumentar la fase móvil del agua,

debido a la reducción del área de sección transversal disponible61. Después de la inyección


de nanofluido, se percibe que la movilidad de ambas fases disminuye, esto se debe a la

formación de micro emulsiones en los medios porosos62, Figura A-2.

Figura A - 2 (a) Registro fotográfico y (b) distribución del tamaño de gota de la fasedispersa en emulsión W / O de los efluentes analizados a diferentes dosis de nanofluidoCeNi0.89Pd1.1 y tiempo de remojo.

Además, hay una ventana de saturación más alta, como se muestra en la Tabla A2, las

saturaciones residuales generadas por la inyección de nanofluidos, disminuyen de 15.6%

a 12.4% para el crudo. Es importante mencionar que la reducción en la saturación del agua

en el sistema se debe a que esta sale emulsionada en el efluente. Por otro lado, cuando

la inyección de tratamiento a 0.5 Vp y 8 horas, se observó una caída en la permeabilidad

efectiva de 1625 mD a 1422 mD para la fase de aceite y de 21.84 mD a 8,73 mD, lo que

nuevamente sugiere la formación de microemulsiones62 (Figura A-2). La reducción en las

permeabilidades efectivas del aceite y el agua implica una disminución en la permeabilidad

relativa del mismo, y por lo tanto una disminución en su movilidad61. Sin embargo, desde

el panel b de la Figura A-1, es posible observar que las curvas de Kr después de la

inyección del nanofluido, se ha corrido hacia la derecha aproximadamente 0.1 unidades de

saturación, lo que indica que la movilidad del aceite hasta este punto es mayor que el agua

movilidad, en comparación con el caso de las curvas iniciales. Además, después de la

inyección del tratamiento, la ventana de saturación se extiende (Tabla A - 2), por lo que es

posible que una mayor cantidad de nanofluido en el medio implique una mayor cantidad

de fracciones de petróleo pesado adsorbidas por las nanopartículas CeNi0.89Pd1.1, tales


como asfaltenos y resinas, lo que permite un beneficio en la movilidad de la fase aceite y,

por lo tanto, su fácil movimiento a través de los medios porosos de manera uniforme29, 60,

63.

Para una dosis de 0.3 Vp pero esta vez, durante un tiempo de remojo de 12 h, a diferencia

de los dos primeros escenarios evaluados, después de la inyección del tratamiento, la

permeabilidad efectiva de ambas fases aumenta, de 1476 mD a 1687 mD para el aceite y

de 6.8 mD a 17.69 mD para el agua, indicando que los valores de presión disminuyeron.

Desde el panel C de la Figura A -1, se observa un aumento en las permeabilidades relativas

de las dos fases, junto con un aumento en la ventana de saturación debido a la disminución

de las saturaciones residuales, pasando de una saturación de 19.6% a 16.9% para el

aceite, y 21.6% a 15.7% para agua, lo que significa un aumento en la producción de ambas

fases64. Finalmente, para el último caso evaluado, consiste en la inyección de 0.5 Vp

durante 12 horas de remojo. En particular, este escenario se muestra una vez más una

caída tanto en la permeabilidad efectiva como en la relativa de las dos fases. Además, se

observa que la ventana de saturación se movió hacia la derecha generando un aumento

en la saturación de agua residual y una disminución en la saturación de aceite residual;

efecto positivo en términos de disminución de la producción de agua y un aumento en la

producción de petróleo. Además, hay una fuerte caída en la permeabilidad relativa del

agua después de la inyección del nanofluido, de modo que el punto de corte de las curvas

de Kr proporciona una mayor saturación generando una movilidad favorable para el

petróleo a lo largo de la ventana hasta este punto. El comportamiento asociado con la

disminución de la permeabilidad se debe a la formación de una microemulsión en el medio

poroso (Figura A-2).

Además, las curvas de recuperación para las diferentes condiciones de operación

evaluadas se muestran en la Figura A-3. Para todos los escenarios, la inyección de

nanofluidos generó un aumento en el factor de recobro de crudo. Sin embargo, las

diferentes condiciones de operación causaron diferentes aumentos en las unidades

porcentuales de esta variable (para paneles ad son 5.7%, 14.23%, 5.5% y 10.47%,

respectivamente), lo que demuestra que tanto el tiempo de remojo como la dosis de

tratamiento son factores clave en el aceite recuperado.


Figura A - 3 Curvas de recuperación de petróleo para un sistema compuesto por crudoy salmuera basada en NaCl, antes y después de la inyección de nanofluidosCeNi0.89Pd1.1 en condiciones de depósito a 80 ° C y 700 psi.

Teniendo en cuenta que, dentro de los mecanismos mejorados de recuperación de

petróleo, la formación de emulsiones como mecanismo de empuje puede aumentar la

producción de petróleo crudo62, 65, y que en tres de los escenarios evaluados tiene lugar la

formación de emulsiones de agua en aceite, y cuyo escenario en ausencia de estos,

presenta el menor aumento en la recuperación de petróleo, esta recuperación adicional se

atribuye a la presencia de microemulsiones.

Entre la inyección de 0.3 Vp y 0.5 Vp en un tiempo de remojo de 8 h, el segundo genera

un factor de recuperación más alto, posiblemente debido a una mayor reducción en la

viscosidad del aceite y una disminución en la tensión interfacial entre el crudo emulsionado

y el agua. Por otro lado, durante un tiempo de remojo de 12 h a 0.3 Vp, se observa una

recuperación adicional no significativa, esto se explica debido a la ausencia de un

mecanismo de recuperación adicional, como la formación de microemulsión que genera

un barrido uniforme en medios porosos66, solo se genera un incremento asociado con la

disminución de la viscosidad del aceite y la tensión interfacial de los fluidos en el sistema67.


Finalmente, para la dosis de 0.5 Vp a 12 h, los cambios incrementales en el factor de

recuperación se evidencian antes de la inyección del primer volumen poroso de agua, lo

que indica el efecto favorable sobre la movilidad del aceite. Sin embargo, el porcentaje

recuperado para este tiempo es menor que para un tiempo de remojo de 8 h, esto se debe

a que la emulsión formada en este caso tiene un tamaño de gota más grande, por lo que

tiene una baja estabilidad y su ruptura es más fácil68. En este orden de ideas, es posible

pensar que las emulsiones no solo estaban siendo estabilizadas por el tensioactivo

presente en el nanofluido, sino por tensioactivos in situ como los asfaltenos y las resinas69,

de modo que un mayor tiempo de contacto favorecería una mayor adsorción de estas

fracciones, que podrían estar disponibles para la estabilización de las emulsiones y, por lo

tanto, generar un mayor factor de recuperación.

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