recuperación adicional de aceite por inyección de agua de
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CMP-224
Recuperación adicional de aceite por inyección de agua de baja
salinidad
Ana Cosultchi-Marcu, Manuel Coronado-Gallardo, Miguel Pérez-Luna, Andrés E.
Moctezuma-Berthier, Instituto Mexicano del Petróleo, Ciudad de México
([email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected])
Resumen
La técnica de inyección de agua de baja salinidad es un proceso que permite
incrementar el factor de recuperación cuando la salinidad del agua inyectada se
reduce por abajo de 10,000 ppm. Pruebas en laboratorio de desplazamiento forzado
demuestran que se puede recuperar hasta 29 % más de aceite en tapones de
areniscas Berea y de un pozo de la región sur-este. El análisis de los efluentes
evidencia la ocurrencia de varios de los mecanismos considerados como
favorecedores del efecto de baja salinidad como: intercambio iónico, incremento del
pH, disminución de la tensión interfacial salmuera-aceite y liberación de finos.
Introducción
G.G. Bernard (1967) fue pionero en hacer análisis de inyección de agua de baja
salinidad en núcleos de areniscas con contenido de arcilla.El estudio formal del
método de recuperación mediante inyección de agua de baja salinidad inicia sin
embargo hasta 30 años después con Tang y Morrow (1997). El proceso involucra
emplear agua con salinidades entre1000 ppm y 8000 ppm de sólidos disueltos,
aunque se han efectuado experimentos con salinidades más altas en las
modalidades de recuperación secundaria y terciaria. Esta última consiste en la
inyección secuencial de salmueras de menor salinidad.
Mediante pruebas de laboratorio (Tang y Morrow, 1999; Zhang y Morrow, 2006;
Lager et al, 2006; Ligthelm, 2009; Cissokho et al, 2009, 2010; Morrow et al.,2011;
RezaeiDoust et al., 2010, 2011; Buckley y Morrow, 2011; Nasralla et al., 2011; Hadia
et al., 2012; Romero et al., 2012) y pruebas piloto (Webb, 2004; McGuire et al, 2005;
Robertson, 2007) se evaluaron una serie de mecanismos que, de acuerdo a los
autores, se le conoce como el efecto de baja salinidad. Algunos de estos
mecanismos propuestos son:
2
Incremento del pH del efluente y disminución de la tensión interfacial
(McGuire, 2005).
Desprendimiento y migración de finos (Valdya & Fogler, 1992; Mohan,
1993; Tang & Morrow, 1999).
Mecanismo químico (Austad, 2010)
Intercambio iónico multicomponente (Kia, 1987; Lager, 2007).
Expansión de la doble capa (Nasralla, 2012).
El cambio en la mojabilidad de la roca.
Supresión del efecto snap-off o coalescencia de las emulsiones (Alvarado,
2014).
Efecto salt-in o incremento de la solubilidad de compuestos orgánicos en el
agua de baja salinidad.
El objetivo del presente trabajo es analizar el incremento del índice de recuperación
a nivel laboratorio y discutir los mecanismos involucrados.
Así mismo, en este trabajo se pretende desarrollar un modelo matemático y
numérico de flujo y transporte para simular el proceso de recuperación adicional de
aceite por inyección de agua de baja salinidad a escala de laboratorio. El modelo
incorpora el efecto de los finos al tratamiento tradicional de cambio de
permeabilidad relativa y presión capilar provocada por la baja salinidad y reproduce
resultados experimentales en núcleos.
Materiales empleados en la prueba
Los materiales empleados en las pruebas de laboratorio para evaluación de
mecanismos de recuperación de aceite por inyección de agua de baja salinidad
fueron los siguientes:
1) Dos tipos de arenisca-arcillosa: Berea (Cleveland Quarries) y arenisca de un
núcleo del pozo Ch 5 del que se cortaron varios tapones. La composición de las
dos areniscas analizadas por difracción de rayos X y microscopía electrónica de
barrido se muestran en la Tabla 1.
2) Varios minerales: arena Ottawa, bentonita, montmorillonita de Voclay, caolinita
y carbonato de calcio.
3) Aceites colectados de cuatro pozos de un activo de PEMEX. Sus composiciones
SARA y propiedades físicas se indican en la Tabla 2.
3
Tabla 1. Composiciones de las muestras de roca y mineral empleadas
Tabla 2. Composición y propiedades de los aceites analizados
IEC es el índice de estabilidad coloidal de un aceite y se calcula como:
IEC = (Saturados+Asfaltenos) / (Polares+Aromáticos)
El grado de estabilidad de un aceite se evalua de la siguiente forma:
Si IEC es mayor a 1.1 el crudo es inestable.
Si IEC es menor a 0.7, el crudo es estable.
Valores intermedios, entre 0.7 y 1.1, indican metaestabilidad.
El IEA es el índice de estabilidad de asfaltenos de Leontaritis (1988) y se calcula
como:
IEA= Polares / Asfaltenos
El nivel de estabilidad se especifica de la siguiente forma:
IEA > 3 indica estabilidad
IEA entre 3 y 2, indica estado metaestable
IEA < 2 indica inestabilidad de los asfaltenos.
a) Arenisca Berea
Mineral Fórmula % peso
Cuarzo SiO2 93.13%
Alumina Al2O3 3.86%
Oxido de hierro Fe2O3 0.11%
Oxido ferroso FeO 0.54%
Oxido de magnesio MgO 0.25%
Oxido de calcio CaO 0.10%
b) Arenisca Ch-5
Mineral Fórmula % peso
Plagioclasa intermedia (CaNa)SiAl4O8 57
Cuarzo SiO2 28
Feldespato Potásico (K,Na)AlSi3O8 7
Filosilicatos a≈10Å (mica-illita) 5
Yeso: Ca(SO4)2 2H2O 3
Trazas de: (clorita y caolinita)
Muestra API
Acidez
TAN, mg
KOH/g
Azufre, %
peso
Nitrógeno,
g/Kg
Asfaltenos,
% peso
Parafinas
, % peso
Polares, %
peso
Aromáticos,
% peso
Viscosidad
cinemática a
60C, cp
Viscosidad
cinemática a
90C, cp
IEC, Indice de
estabilidad
coloidal
IEA, Indice
de estabilidad
de asfaltenos
OG 30.70 0.81 0.80 0.62 1.30 58.05 15.96 24.70 5.38 3.19 1.46 12.28
Rb 19.24 0.71 3.44 1.53 9.00 28.55 24.49 37.96 27.85 13.75 0.60 2.72
SR 28.71 0.25 1.82 1.44 10.12 38.50 24.20 27.18 15.71 10.82 0.95 2.39
La 31.63 0.51 2.81 0.87 0.97 35.45 25.88 37.69 8.25 6.03 0.57 26.68
4
4) Varias salmueras formuladas a partir de las sales: NaCl, CaCl2 y MgCl2. La
salmuera más concentrada se denominó agua sintética de formación AFS y su
composición se encuentra en la Tabla 3. Otras salmueras se obtuvieron a partir
de la dilución de la salmuera AFS a 1/25, 1/50 y 1/100 veces. También se
formularon salmueras de un sólo catión con las mismas sales a las siguientes
concentraciones: 0.05, 0.025 y 0.001M. La composición de las 13 salmueras se
indica en la Tabla 3.
Tabla 3. Concentraciones de las salmueras: a) formuladas con un sólo ion y, b) salmuera de formación sintética (AFS) y sus diluciones
a)
b)
Descripción de la prueba de desplazamiento
El objetivo de esta prueba fue observar la cantidad de aceite producido por cada
una de las salmueras seleccionadas como fluido de inyección para el
desplazamiento. El sistema utilizado se muestra en la Figura 1.
El objetivo de esta prueba fue observar la cantidad de aceite producido con cada
una de las salmueras seleccionadas para el desplazamiento.
Conc, ppmFuerza
ionica Conc., ppm Fuerza ionica
Conc.,
ppm
Fuerza
ionica
NaCl 2920.00 0.045 1460.00 0.025 584.00 0.010
MgCl2 4760.00 0.150 2380.00 0.075 952.00 0.030
CaCl2 5550.00 0.150 2775.00 0.075 1110.00 0.030
Conc sal 0.01 M
Sal
Conc sal 0.05 M Conc sal 0.025 M
AFS AFS 1/25 AFS 1/50 AFS 1/100
NaCl 141950 5678 2839 1419.5
MgCl2 11800 472 236 118
CaCl2 62470 2498.8 1249.4 624.7
Conc. total, ppm 216220 8648.8 4324.4 2162.2
Fuerza Iónica 4.4900 0.1796 0.0898 0.0449
Concentración, ppmSal
5
Fig. 1. Esquema del sistema utilizado para pruebas de desplazamiento.
La selección del aceite para estas pruebas se hizo tomando de base la variación de
la tensión interfacial dados su grado API y el tipo de salmuera empleada (ver Fig.
2). La tensión interfacial entre el aceite y la salmuera de diferentes concentraciones
y tipos de cationes se evaluó mediante el método de la gota pendiente. Esta prueba
consiste en suspender la gota de aceite desde un tubo capilar de dimensiones
conocidas inmersa dentro de la salmuera.
Fig. 2. Variación de la tensión interfacial de cuatro aceites en presencia de las salmueras
evaluadas.
Previo al inicio del procedimiento de inyección de salmueras se saturaron los
tapones con salmuera AFS y el aceite para obtener las saturaciones de agua (Swr)
y de aceite (So) iniciales de cada tapón. Los datos se encuentran en la Tabla 4.
5
10
15
20
25
30
Og RB SR La
TIF
, d
in/c
m
TIF max TIF min TIF prom
API=30.7API=19.24
API=31.63
API=28.71
6
Tabla 4. Propiedades de los tapones al inicio de la prueba
El procedimiento de la prueba de desplazamiento forzado consistió en cuatro
etapas:
E1: Inyección de salmuera sintética de formación (AFS)
E2: Inyección de salmuera sintética de formación diluida (1/100 AFS)
E3: Inyección de la salmuera con un sólo ion CaCl2 0.01 M.
E4: Inyección de la salmuera con un sólo ion CaCl2 0.01 M después de
un añejamiento de la muestra por 15 hrs.
El cambio de la salmuera se hizo cuando la recuperación de aceite de la etapa
anterior fue nula. Al final de la tercera etapa de inyección se dejó añejar el núcleo
por un periodo de 15 hrs con la finalidad de estabilizar el sistema crudo-salmuera-
roca y verificar si esta acción tendría alguna consecuencia en la producción de
aceite. Al terminar las 15 hrs de añejamiento se continuó con la inyección de la
salmuera CaCl2.
Los resultados de las cuatro etapas de las pruebas describen en la Tabla 5.
Tabla 5. Recuperación y saturación remanente de aceite por etapas
Porosidad Porosidad He PermeabilidadPermeabilidad
He
Agua
residualAceite
% % (mD) (mD) % %
Berea 18.39 18.900 65.47 212 22.97 77.03
Cuichapa 21.87 25.5 34.91 170 35.88 64.12
Muestra
a) Núcleo de Berea
Etapa de
inyeccion
Volumen
recuperado
por etapa, ml
Recuperación
de aceite
referente al vol.
total, %
Recuperación
de aceite
Acumulado,
%
Sor, %
E 1 3.19 39.37 39.37 46.70
E 2 1.65 20.33 59.70 31.05
E 3 0.46 5.65 65.34 26.70
E 4 0.25 3.09 68.43 24.32
b) Núcleo de Ch 5
Etapa de
inyeccion
Volumen
recuperado
por etapa (ml)
Recuperación
de aceite
referente al vol.
total, %
Recuperación
de aceite
Acumulado,
%
Sor, (%)
E 1 3.17 70.02 70.02 19.22
E 2 0.48 10.62 80.64 12.41
E 3 0.55 12.16 92.80 4.61
E 4 0.00 0.00 92.80 4.61
7
Resultados de las pruebas de desplazamiento
Los resultados de recuperación de aceite en función del volumen poroso inyectado
se muestran en la Figura 3. En ella se observan los incrementos escalonados de
recuperación de aceite correspondientes a las reducciones de salinidad de cada
etapa.
Fig. 3. Gráfica del proceso de desplazamiento indicando la evolución de la Recuperación
de aceite de los dos núcleos de arenisca Berea y Ch 5.
En la Tabla 6 se indica el volumen recuperado en cada etapa y la saturación
remanente.
A la salida de la celda se colectaron secuencialmente los fluidos en probetas, se
midió el pH con un potenciómetro y los resultados de muestran en la Figura 4. Las
muestras se conservaron para su posterior análisis a fin de evaluar la interacción de
los fluidos con la roca durante el proceso de desplazamiento forzado.
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00
Recupera
ció
n d
e a
ceite a
cum
ula
do,
%
Volumen poroso inyectado
Berea AFS Ch 5 AFS Berea AFS 1/100 Ch 5 AFS 1/100
Berea CaCl2 Ch 5 CaCl2 Berea CaCl2
Ch 5k=34.91 mD
=21.87 %
Bereak=65.47 mD
=18.39 %
E1 E2
E4
E3
E3
E4
E2
8
Tabla 6. Resultados de los procesos de desplazamiento en: a) núcleo Berea, b)
núcleo Ch 5.
Fig. 4. Variación del pH de los efluentes de las areniscas Berea y Ch 5.
Se determinó la concentración de los siguientes cationes: Na, K, Mg, Ca, Al, Si, Fe
tanto en la salmuera inyectada como en los efluentes colectados en cada etapa,
antes y después de producir aceite. La concentración de cationes se determinó con
a) Núcleo de Berea
Etapa de
inyeccion
Volumen
recuperado
por etapa, ml
Recuperación
de aceite
referente al vol.
total, %
Recuperación
de aceite
Acumulado,
%
Sor, %
E 1 3.19 39.37 39.37 46.70
E 2 1.65 20.33 59.70 31.05
E 3 0.46 5.65 65.34 26.70
E 4 0.25 3.09 68.43 24.32
b) Núcleo de Ch 5
Etapa de
inyeccion
Volumen
recuperado
por etapa (ml)
Recuperación
de aceite
referente al vol.
total, %
Recuperación
de aceite
Acumulado,
%
Sor, (%)
E 1 3.17 70.02 70.02 19.22
E 2 0.48 10.62 80.64 12.41
E 3 0.55 12.16 92.80 4.61
E 4 0.00 0.00 92.80 4.61
6.00
6.20
6.40
6.60
6.80
7.00
7.20
7.40
7.60
7.80
8.00
0 5 10 15 20
pH
Volumen poroso
Ch 5 AFS
Berea AFS
Ch 5 AFS 1/100
Berea AFS 1/100
Ch 5 CaCl2
Berea CaCl2
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un espectrofotómetro de absorción atómica y los resultados se encuentran en la
Tabla 7.
Tabla 7. Resultados del análisis por absorción atómica de las salmueras
inyectadas y los efluentes de cada etapa de la prueba de desplazamiento (en
ppm) en tapón de arenisca Berea.
Muestra pH Na K Mg Ca SiSuma de
cationes
AF 100% 6.01 48,776.63 0.00 1,300.76 10,830.07 0.00 60,907.46
AF 1/100 6.17 512.77 0.00 16.27 187.38 0.00 716.42
CaCl2 0.01M 6.23 0.00 0.00 0.00 540.56 0.00 540.56
Etapa 1-6a 6.53 46,184.15 66.56 1,568.34 15,862.66 548.50 64,230.21
Etapa 2-1b 6.67 28,141.15 50.03 971.17 10,266.49 512.88 39,941.72
Etapa 2-7b 7.58 614.09 22.08 28.84 125.26 823.70 1,613.97
Etapa 3-1c 7.68 547.81 52.13 22.50 103.64 582.95 1,309.03
Etapa 3-6c 7.5 28.87 17.51 38.65 351.31 533.86 970.20
Etapa 4-2c 7.66 21.29 20.48 34.66 227.63 555.36 859.42
Etapa 1 (7-9) 6.84 52,058.40 146.95 1,182.17 17,582.63 2.11 70,972.26
Etapa 1 (11-18) 6.59 54,493.35 76.74 1,144.87 12,938.38 2.42 68,655.76
Etapa 2 (1-6) 7.17 24,541.80 44.31 455.48 6,238.44 2.89 31,282.92
Etapa 2 (7-10) 7.60 2,414.66 26.04 63.07 1,166.37 3.09 3,673.23
Etapa 2 (13-15) 7.73 889.26 12.10 32.66 640.36 3.27 1,577.65
Etapa 3 (1-2) 7.68 802.00 12.08 33.02 1,626.26 3.02 2,476.38
Etapa 3 (3-7) 7.50 290.47 10.77 28.71 582.24 3.72 915.91
Etapa 3 (8-10) 7.66 85.30 3.69 25.35 588.93 3.60 706.87
Producción de aceite
Cambio a salmuera de CaCl2
Producción de aceite
Producción de aceite
Cambio a salmuera de baja salinidad (AFS 1/100)
Producción de aceite
Producción de aceite
Prueba de desplazamiento Cuichapa
Inyección salmuera de alta salinidad (AFS)
Prueba de desplazamiento Berea
Inyección salmuera de alta salinidad (AFS)
Producción de aceite
Cambio a salmuera de baja salinidad (AFS 1/100)
Producción de aceite
Cambio a salmuera de CaCl2
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Discusión de resultados
Las pruebas de desplazamiento en ambos tapones (Berea y Ch 5) confirman la
efectividad de la recuperación con agua de baja salinidad ya que al disminuir la
salinidad se logra recuperar de 29 y 23 % más de aceite (20 y 10% OOIP en la
etapa de baja salinidad y de 8 y 12 % OOIP con CaCl2).
El cambio en la salinidad del agua inyectada tiene varios efectos. Uno de ellos es el
incremento en el pH del agua efluente como se muestra en la Fig. 4. El pH es la
concentración de iones de Hidrógeno en una solución, y mide la acidez o alcalinidad
de una solución acuosa en una escala desde 0 hasta 14, siendo 7 neutro. Valores
arriba de 7 significa que la solución es alcalina y contienen más iones hidroxilo (OH-
) mientras que debajo de 7 es ácida y contiene más protones (H+).
El incremento del pH del efluente está documentado en la literatura y se atribuye a
la disolución de la calcita o albita (Kia, 1987; McGuire, 2005; RezaeiDoust, 2011;
Hadia, 2012), un concepto relacionado con el agua dura. Otros autores lo atribuyen
al intercambio iónico durante el cual los iones de sodio localizados en el espacio
interlaminar de las arcillas tipo montmorillonita son reemplazados con protones del
agua (Mohan, 1993; Boussour, 2009; Austad 2010). Cabe señalar que este
intercambio catiónico es instantáneo para la caolinita y más lento en la
montmorillonita. Nuestros experimentos demuestran que el pH del efluente
depende del contenido y tipo de mineral y es mayor en presencia de arcilla tipo
montmorillonita como se observa en la Figura 5.
11
Fig. 5. Variación del pH del efluente en función del substrato para concentraciones de
salmuera inyectada menores a 4000 ppm. Aquí se usa la notación: Ot = arena Ottawa,
M1= bentonita, M2 = montmorillonita Voclay, K = caolinita, VJ = arena Villa Juanita, Mex. y
Ch-5 = arenisca del pozo Ch 5.
La mayoría de las arenas y areniscas contienen trazas de arcillas que, aun así,
logran incrementar el pH del efluente como se muestra en la Figura 6.
Fig. 6. Variación del pH del efluente en función del tipo de arenisca.
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
8.50
9.00
9.50
10.00
pH
Mean Min Max
6.00
6.50
7.00
7.50
8.00
8.50
9.00
pH salmuerainicio
VJ sand Ch 5 Ottawa Berea
pH
NaCl 1300 ppm MgCl2 2000 ppm CaCl2 3000 ppm
12
El máximo pH de los efluentes de la arenisca Berea rebasa el 8.5 mientras el
promedio del pH de los efluentes de las muestras de la arena Ottawa y la arenisca
Ch 5 presentan sólo un ligero incremento en su pH. En cambio, el efluente de la
arena VJ (Villa Juanita) no muestra incremento del pH lo que indica que tiene un
muy bajo contenido de arcilla. Al examinar el pH de los efluentes de los tapones de
la prueba de desplazamiento, se observa que llega como máximo a 7.78. Esto
significa que el aceite interactúa con la salmuera disminuyendo el pH esperado
como se muestra en la Tabla 8 en donde se observa el efecto de la interacción del
agua alcalinizada con NaCl y NaOH con los aceites.
Tabla 8. Reducción del pH de la salmuera inyectada al contacto con los aceites
evaluados
La pregunta es si la tensión interfacial cambia al contacto con una salmuera alcalina.
Los resultados de las mediciones que se muestran en la Fig. 7 indican que sí.
Fig. 7. Variación de la tensión interfacial del aceite SR al contacto con salmueras alcalinas.
Aceite
pH
salmuera
=9.02
pH
salmuera
=9.50
pH
salmuera
=10.75
OG 0.81 6.92 7.33 9.95
Rb 0.71 6.95 7.22 9.74
SR 0.25 7.32 7.25 9.76
La 0.51 6.74 7.17 9.16
Acidez TAN,
mg KOH/g
pH efluente
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Temp. 30C Temp. 60C Temp. 90C
Te
nsió
n in
terf
acia
l, d
in/c
m
SR (AFS, pH=6.00) SR (pH=9.00) SR (pH=9.55) SR (pH=10.58)
13
El consumo de los iones hidroxilo por las especies ácidas se refleja en la reducción
del pH del efluente y en la baja en la tensión interfacial medida a 90oC con las
salmueras alcalinas, en comparación con la tensión interfacial medida con la
salmuera inicial.
El mecanismo de intercambio catiónico consiste en la adsorción o desorción de
cationes al contactar el agua inyectada la roca, en específico la arcillas que aloja
cationes sea dentro de su espacio interlaminar (como en el caso de la
montmorillonita e illita) o en los bordes (como la caolinita). Este mecanismo se
demuestra mediante el balance de los cationes presentes en el agua efluente.
Un exceso de cationes en el agua efluente comparado con los presentes en el agua
inyectada o la aparición de otros cationes es una prueba de que ocurre un
intercambio catiónico entre el agua y la roca pero también puede indicar que ocurre
el mecanismo de desprendimiento y migración de finos.
Si se analiza los resultados de absorción atómica de los efluentes de las pruebas
de desplazamiento forzado se observa lo siguiente.
Al inyectarse agua de alta salinidad el núcleo de Berea retiene sodio y libera calcio,
silicio y magnesio. La relación atómica Na/Ca de la salmuera AFS inyectada que es
4.5 pasa a 2.91 en el efluente. Al cambiar la salmuera a una de baja salinidad (AFS
1/100), el calcio se retiene mientras el sodio, el silicio y el magnesio se liberan. La
relación Na/Ca pasa después de la producción de aceite de 2.74 a 4.90. El cambio
a salmuera de CaCl2 mantiene la relación Na/Ca alta (5.3) lo que prueba que hay
una continua mayor liberación de sodio mientras que el calcio es retenido por la
muestra Berea. El silicio se libera en cada etapa aunque su concentración se
incrementa en la etapa 2 después de la producción de aceite. La liberación del silicio
no está acompañada de iones Al como para afirmar que ocurre la floculación de las
arcillas o la disolución de minerales aluminosilicatos. La presencia de este catión se
podría atribuir al desprendimiento de partículas de sílice amorfa ya que la velocidad
de disolución de la sílice amorfa es mayor que la de la sílice cristalina y aumenta
casi 21 veces en de soluciones de NaCl de baja concentración (0.05M y pH neutro)
(Ichenhower, 2000).
El arrastre de finos es un proceso mecánico y no depende de la concentración ni
del tipo de cationes presentes en el agua. Este parece ser el caso de la presencia
de Si en todos los efluentes de Berea, independientemente de la salinidad de la
14
salmuera y se observa como turbidez en el agua. El tamaño de los coloides se
encuentra en el rango de 1 a 1000 nanómetros.
Al inyectarse agua de alta salinidad el núcleo de Ch 5 se libera sodio y calcio y un
poco de potasio pero se retiene magnesio. La relación Na/Ca se reduce de 4.50 a
2.96 después de la producción de aceite. Al final de la etapa, el valor de la relación
se recupera a 4.21. Al cambiar a baja salinidad la relación Na/Ca se mantiene alta,
3.93 pero disminuye después de la producción de aceite a valores menores (2.07 y
1.39) que el que corresponde a la salmuera inyectada (2.74) pero continua la
liberación de sodio y calcio de la muestra Ch 5. El cambio a salmuera de CaCl2
disminuye la relación Na/Ca a 0.5 lo que prueba la liberación de iguales cantidades
de sodio y calcio (incluido el que se inyectó). El catión que se retiene es el magnesio.
Estos datos comprueban la presencia del intercambio iónico entre las salmueras y
los minerales de las areniscas evaluadas. Lo sobresaliente para la muestra Berea
es la liberación de silicio (mayor cuando hay producción de aceite y la salmuera es
de baja salinidad) que se le atribuye a la movilización de finos como sílice amorfa.
Además, la retención del calcio podría relacionarse con la estabilización de las
arcillas tipo esmectita por los iones divalentes.
La muestra Ch 5 libera mayores cantidades de iones de sodio y calcio que se
podrían relacionar con la disolución del yeso y con el intercambio de cationes
asociados con las arcillas. El yeso (CaSO4 2H2O) presenta su máxima disolución
en salmueras con concentraciones de NaCl de 1.5M o en salmueras con menos de
0.1 M de CaCl2 (Zhang et al. 2013).
Todos los autores destacan el incremento en el pH en la salmuera efluente y la
atribuyen a varias causas: a) la disolución de la calcita (McGuire, 2005); b) el
intercambio iónico entre el agua y las arcillas (Austad, 2010); c) la disolución de la
albita, un mineral del grupo plagioclasa (RezaeiDoust, 2011; Hadia, 2012).
En nuestro estudio atribuimos el incremento del pH al intercambio iónico de la
salmuera de baja concentración con la roca y en específico con las arcillas. En
consecuencia, sólo puede haber una fuente para los cationes de Na encontrados
en exceso en ambos efluentes al inyectar salmuera de baja salinidad y esta es el
hinchamiento de las arcillas y la liberación del ion sodio del espacio interlaminar.
Además, se muestra que la reducción del pH original ocurre debido a la disolución
de especies orgánicas ácidas en el agua (efecto salt-in) o porque estas reaccionan
con el exceso de OH- con la consiguiente formación de naftenatos solubles de sodio
(tensoactivos). Esto se confirma por la disminución de la tensión interfacial en
presencia de salmueras alcalinas y coincide con varios autores (McGuire, 2005;
Zang y Morrow, 2006).
15
En la Figura 8 se demuestra la dependencia de la tensión interfacial de las
propiedades del aceite ya que, como señala Buckley et al (2007), la tensión
interfacial depende del pH, del contenido en asfaltenos, ácidos y bases del aceite
así como de su viscosidad.
Fig. 8. Variación de la tensión interfacial mínima medida a 90oC en función del
índice de estabilidad coloidal.
El desprendimiento y migración de finos es, como menciona Lager (2006), el
resultado de una sucesión de eventos físico-químicos como sigue: a) intercambio
iónico entre las arcillas y el agua de baja salinidad; b) incremento del pH que afecta
la carga eléctrica de las partículas coloidales; c) desprendimiento de finos debido a
las cargas negativas que generan repulsiones entre partículas coloidales; y d)
arrastre de los finos junto con gotas de aceite en emulsión por el flujo de agua.
Boussour (2009) y Austad (2010) señalan que la montmorillonita por su capacidad
de intercambio catiónico es la que más contribuye en el desprendimiento y
migración de finos. Para Hadia (2012) los finos también son importantes, en especial
las arcillas e indica que se requiere encontrar la concentración crítica de sal en el
agua de inyección para no generar un daño a la formación.
Conclusiones
Las pruebas de desplazamiento en ambos tapones (Berea y Ch 5) confirman la
efectividad de la recuperación con agua de baja salinidad: se logra recuperar de 29
y 23 % más de aceite (20 y 10% OOIP en la etapa de baja salinidad y de 8 y 12 %
OOIP con CaCl2).
Al inyectar la salmuera diluida (AFS 1/100) hay evidencias de que ocurre lo
siguiente:
y = 6.2868x + 9.5559R² = 0.6714
9
11
13
15
17
19
21
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00
TIF
min
, d
in/c
m
IEC, Indice de estabilidad de coloides
16
Intercambio catiónico Na-Ca en ambos tapones durante las pruebas de
desplazamiento.
Intercambio iónico con las arcillas que provoca un incremento en el pH del
efluente.
Disolución del sulfato de calcio que genera un exceso de iones Ca 2+ en el
efluente de Ch 5.
Desprendimiento de finos (sílica amorfa) por producir turbidez del efluente y
alto contenido del catión Si en Berea.
Disminución de la tensión interfacial producido por el incremento del pH.
La eficiencia de la técnica de recuperación mediante inyección de agua de baja
salinidad depende de:
• La relación Ca/Na en la salmuera inyectada. Ésta debe ser mayor a la crítica
(0.10) para no genera daño a la formación.
• El tipo de arcillas (lo cual depende de la profundidad del yacimiento).
• Las propiedades del aceite (polares, TAN) y su solubilidad en la salmuera.
Modelado del flujo y transporte
Se desarrolló un modelo matemático a escala de laboratorio del proceso de
desplazamiento por salmuera que cambia de alta a baja salinidad considerando los
núcleos y las características de los experimentos anteriormente descritos. El modelo
contempla: (a) flujo bifásico agua-aceite, cambio de las permeabilidades relativas y
de la presión capilar como función de la saturación de agua y de la salinidad, (b)
transporte químico de iones ligados a procesos de intercambio catiónico y
disolución/precipitación de carbonatos dentro del núcleo y (c) desprendimiento de
finos debidos a la reducción de salinidad, la migración de estos, el posible
taponamiento del medio poroso por finos y la reducción de permeabilidad provocada
por ello. El modelo numérico se aplicó al caso del experimento de desplazamiento
en el tapón de arenisca Berea anteriormente descrito en sus Etapas I y II,
considerando las especies químicas en una salinidad integral, y se obtuvo un buen
ajuste de las curvas de recuperación de aceite como función del volumen de fluido
inyectado (Coronado at al, 2016; Díaz et al, 2016).
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19
Ana Cosultchi Marcu
La Dra. Ana Cosultchi Marcu es investigadora del Instituto Mexicano del Petróleo
desde 1979, tiene estudios de doctorado en ciencias por el Instituto Politécnico
Nacional, maestría y licenciatura en ingeniería química en la Universidad Politécnica
de Bucarest, Romania. Su área de especialidad es química del petróleo, fenómenos
de superficie y estadística. La Dra. Cosultchi ha trabajado en el área petrolera en
proyectos de investigación en asfaltenos, estabilidad de arcillas y en el desarrollo
de sistemas expertos para diagnóstico y control de agua, patrones de
reconocimiento de acuíferos en campo, así como en la investigación básica de los
mecanismos de la inyección de agua de baja salinidad. Es autora de múltiples
registros de propiedad intelectual y artículos en revistas internacionales, y miembro
del Sistema Nacional de Investigadores.
Manuel Coronado Gallardo
El Dr. Manuel Coronado Gallardo es investigador del Instituto Mexicano del Petróleo
desde 2001, tiene estudios de doctorado en ciencias por la Universidad Técnica de
Múnich en Alemania, maestría y licenciatura en física en la Universidad Nacional
Autónoma de México. Su área de especialidad es fenómenos de flujo y transporte
en medio porosos y particularmente en caracterización dinámica de yacimientos por
prueba de trazadores. El Dr. Coronado ha trabajado en el área petrolera en
proyectos de desarrollo y aplicación industrial de pruebas de trazadores en campos
petroleros y de recuperación mejorada por inyección de agua de baja salinidad,
elaborado modelos matemáticos y numéricos de los procesos. El Dr. Coronado es
autor de múltiples registros de propiedad intelectual y artículos en revistas
internacionales, y es miembro de la Academia Mexicana de Ciencias y del Sistema
Nacional de Investigadores.
Miguel Pérez Luna
El Dr. Miguel Pérez Luna es investigador del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP)
desde 1968. Hizo estudios de Químico en la Universidad de Puebla (BUAP),
Maestría en La universidad de México (UNAM) y Doctorado en el Instituto
Politécnico Nacional (IPN).
El Dr. Pérez Luna, ha participado en proyectos de investigación en el IMP enfocados
principalmente en la síntesis, caracterización y aplicación de catalizadores los
cuales se han solicitados por Petróleos Mexicanos (PEMEX).
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Ha publicado y participado en artículos y patentes relacionados con sus
investigaciones que se han concedido en varios países.
En su desarrollo profesional también es profesor de Química Orgánica en IPN.
Actualmente es miembro del sistema Nacional de Investigadores nivel 1.
Andrés E. Moctezuma Berthier
Andrés E. Moctezuma Berthier es gerente de ingeniería de recuperación adicional
en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP). Tiene estudios de doctorado en el
Instituto Francés del Petróleo y el Instituto de Física de la Tierra en Universidad
París VI, Francia, maestría en Ingeniería Petrolera (Ingeniería de Yacimientos),
División de Estudios de Posgrado, de la Universidad Nacional Autónoma de México
(UNAM), y licenciatura en Ingeniería Petrolera, Facultad de Ingeniería, UNAM.
El Dr. Andrés E. Moctezuma Berthier ingresó al IMP en 1985, donde ha participado
en el área de Procesos de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos y Simulación
Numérica, ha sido líder de proyectos de investigación y facturables. En sus
actividades profesionales, ha participado en la implementación de la tecnología de
Tomografía de Rayos X para caracterización de medios porosos altamente
heterogéneos, así mismo ha sido responsable de la transferencia tecnológica para
realizar estudios de inyección de N2, realizado por el Instituto Francés del Petróleo,
y asociado con el proyecto de Inyección de N2 al campo Cantarell.
El Dr. Moctezuma Berthier es miembro del Sistema Nacional de Investigadores,
nivel 1.