Desarrollo y análisis de soluciones poliméricas con nanopartículas para la recuperación mejorada de petróleo

Abstract

El propósito de la recuperación mejorada de petróleo por métodos químicos radica en incrementar la recuperación de petróleo de los yacimientos mediante la introducción de agentes químicos. Estas técnicas buscan mejorar la relación de movilidad entre el fluido desplazante y el desplazado, para lograr una mayor extracción del petróleo que permanece atrapado en los poros de las formaciones rocosas. Estos fluidos permiten superar las limitaciones de los métodos convencionales, como la inyección de agua, que logra obtener bajos porcentaje de recuperación. Los métodos de recuperación mejorada con productos químicos, identificados como CEOR, incluyen la inyección de polímeros solubles en agua, los cuales permiten aumentar la viscosidad del fluido desplazante y, por lo tanto, mejorar la relación de movilidad salmuera/petróleo, favoreciendo la eficiencia de barrido (Lake, 1989). El agregado de surfactantes se utiliza con el objetivo de disminuir la tensión interfacial entre el crudo y la salmuera. No obstante, estas técnicas tienen limitaciones. El comportamiento reológico de las soluciones poliméricas depende de la salinidad de la salmuera, y son susceptibles a sufrir degradación térmica y mecánica debido al esfuerzo de corte que sufre al pasar por los poros de las rocas del reservorio. Por este motivo surge el concepto de incorporar nanopartículas en las soluciones de polímeros, con la idea de mejorar la resistencia a la degradación mecánica y mantener sus propiedades en condiciones extremas. En el presente trabajo, se estudió el potencial de nanopartículas en los procesos de recuperación mejorada de petróleo, específicamente para las condiciones operativas del yacimiento Cerro Dragón en la Patagonia Argentina. Se sintetizaron y analizaron diferentes soluciones poliméricas con surfactante, enriquecidas con la adición de nanopartículas sólidas, incluyendo nanosílice, nanoarcillas obtenidas mediante la exfoliación de una esmectita regional y un nanohíbrido que combina ambas partículas. Se llevaron a cabo análisis del tamaño de partículas en distintos medios, lo que permitió concluir que la presencia de surfactante facilita la formación de agregados de nanopartículas de menor tamaño y su mantenimiento en suspensión. Además, se realizaron ensayos reológicos para estudiar cómo los fluidos se ven afectados por la temperatura y los esfuerzos aplicados. Se observó que las nanopartículas modifican el comportamiento del fluido desplazante de referencia, siendo las de nanosílice las que mostraron los mejores resultados.

The purpose of chemical enhanced oil recovery is to increase oil recovery from oil fields by introducing chemical agents. These techniques seek to improve the mobility relationship between the displacing fluid and the displaced fluid, to achieve greater extraction of the oil that remains trapped in the pores of the rock formations. These fluids allow us to overcome the limitations of conventional methods, such as water injection, which achieve low recovery rates. Chemical enhanced oil recovery methods, identified as CEOR, include the injection of water-soluble polymers, which increase the viscosity of the displacing fluid and, therefore, improve the brine/oil mobility ratio, favoring sweep efficiency. The addition of surfactants is used with the objective of reducing the interfacial tension between the crude oil and the brine. However, these techniques have limitations. The rheological behavior of polymer solutions depends on the salinity of the brine, and they are susceptible to thermal and mechanical degradation due to the shear stress they undergo when passing through the pores of the reservoir rocks. For this reason, the concept of incorporating nanoparticles into polymer solutions arises, with the idea of improving resistance to mechanical degradation and maintaining their properties under extreme conditions. In the present work, the potential of nanoparticles in enhanced oil recovery processes was studied, specifically for the operating conditions of the Cerro Dragón field in Argentine Patagonia. Different polymer solutions with surfactant were synthesized and analyzed, enriched with the addition of solid nanoparticles, including nanosilica, nanoclays obtained by exfoliation of a regional smectite and a nanohybrid that combines both particles. Particle size analyzes were carried out in different media, which allowed us to conclude that the presence of surfactant facilitates the formation of aggregates of smaller nanoparticles and their maintenance in suspension. In addition, rheological tests were carried out to study how the fluids are affected by temperature and applied stresses. It was observed that the nanoparticles modify the behaviour of the reference displacing fluid, with nanosilica particles showing the best results.