| Journal: | Ingeniería petrolera |
| Database: | PERIÓDICA |
| System number: | 000409584 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Authors: | Martínez Cedillo, Arturo Rey1 Lane, Robert H |
| Institutions: | 1Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción, Villahermosa, Tabasco. México |
| Year: | 2017 |
| Season: | May-Jun |
| Volumen: | 57 |
| Number: | 3 |
| Pages: | 218-231 |
| Country: | México |
| Language: | Inglés |
| Document type: | Artículo |
| Approach: | Aplicado, descriptivo |
| Spanish abstract | La generación de emulsiones agua-aceite en sitio, usando nanopartículas hidrófilas como emulsionante, ha sido propuesta en este trabajo como un proceso de recuperación mejorada. Las nanopartículas son inyectadas en forma de dispersión acuosa y su carácter hidrófilo permite emulsificar el crudo inmóvil y transportarlo fuera del yacimiento como un fluido de baja viscosidad. La generación de emulsiones dentro del yacimiento fue propuesta debido a que ofrece numerosas ventajas. La primera es la baja presión de inyección debido a que la dispersión es de baja viscosidad; así mismo, el tamaño de las nanopartículas (5nm) permite una mejor estabilidad de las emulsiones. Doce dispersiones fueron generadas usando concentraciones de 0.5, 2.0 y 5.0 p/p de nanopartículas y salmuera a 0.5 p/p de cloruro de sodio y/o agua desionizada. Las dispersiones fueron probadas con la finalidad de investigar su capacidad de generar emulsiones agua-aceite. Las pruebas de laboratorio incluyeron medición de la tensión interfacial crudo-dispersión, imágenes microscópicas y medición de viscosidades. Los resultados obtenidos indicaron que las nanopartículas tienden a bajar la tensión interfacial facilitando la emulsificación. Seis pruebas de desplazamiento en núcleos fueron llevadas a cabo para estudiar el efecto de la inyección de la dispersión de nanopartículas en el factor de recuperación final bajo diferentes condiciones. Se utilizaron dos tipos de núcleos con permeabilidades de 150 mD y 2,300 mD, así como, dos tipos de crudos pesados de 600 cP y 3,500 cP que combinados sirvieron para establecer las condiciones originales de los experimentos. Las recuperaciones obtenidas después de la inyección de agua fueron desde 20% hasta un 60% del aceite original en sitio. Los resultados sugieren, que si las condiciones de los yacimientos (permeabilidad, porosidad y viscosidad el crudo) son adecuadas, la inyección de nanop |
| English abstract | In-situ oil-in-water emulsion generation, using modified silica hydrophilic nanoparticles as emulsifier, has been proposed as an enhanced oil recovery process. The nanoparticles are injected as an aqueous dispersion; its hydrophilic character allows emulsifying the immobile heavy oil, and transports it out of the reservoir as a low viscosity fluid. Generating the emulsions in the reservoir was suggested because it offers numerous advantages. The first advantage is low injectivity pressures due to the low dispersion viscosity. Also, the size of nanoparticles (5 nm) yields a better emulsion stability. Twelve nanoparticle dispersions were created using nanoparticle concentrations of 0.5, 2.0 and 5.0 wt%, deionized water or brine made with 0.5 wt% of Sodium Chloride. These dispersions were tested to investigate their ability to generate oil-in-water emulsions. Emulsion generation experiments included interfacial tension measurements, microscopy and emulsion viscosity measurements. Results obtained indicated that the nanoparticles lead to a reduction of the interfacial tension of the heavy oil and the dispersion. Six core flooding experiments were conducted to study the effect of the nanoparticle dispersion flooding on the final recovery under different settings. Two types of core plugs with permeabilities of 150 md and 2,300 md, and two heavy oils with viscosities of 600 cp and 3500 cp were combined to establish the original experiment conditions. Tertiary heavy oil recoveries obtained ranged from 20% to 64 % of OOIP. The results throughout these experiments suggest that if the reservoir conditions (e.g. permeability, porosity and oil viscosity) are adequate, the nanoparticle dispersion flooding may be a reliable alternative to the thermal recovery processes |
| Disciplines: | Ingeniería |
| Keyword: | Ingeniería petrolera, Crudo pesado, Emulsiones, Nanopartículas |
| Keyword: | Engineering, Petroleum engineering, Heavy crude oils, Emulsions, Nanoparticles |
| Full text: | Texto completo (Ver PDF) |
