Resumen de Desarrollo de nanomateriales/nanofluidos para aplicaciones en recobro químico mejorado de petróleo
La presente memoria de tesis doctoral titulada: “Desarrollo de Nanomateriales/Nanofluidos para Aplicaciones en Recobro Químico Mejorado de Petróleo” fue dividida en una introducción general y 5 capítulos que se describen a continuación:
El Capítulo I recopila los métodos utilizados para sintetizar y caracterizar los nanomateriales y nanofluidos obtenidos. El primer nanofluido se basó en el proceso de adsorción/desorción de surfactantes de diferentes naturalezas químicas en nanopartículas de sílice comerciales (SiO2). El segundo nanofluido se preparó con nanopartículas magnéticas con núcleo de hierro y cáscara de carbón y una mezcla de surfactantes preparados a partir de una formulación de un campo petrolero. Además, se describen las técnicas para caracterizar los surfactantes empleados.
El Capítulo II describe el desarrollo de un nanofluido basado en el proceso de adsorción/ desorción de surfactantes iónicos y no iónicos en nanopartículas de SiO2. Para comprender las interacciones entre los surfactantes y las nanopartículas, se dividieron los experimentos en dos rutas: i) adición simultánea de nanopartículas y surfactantes antes de la formación de micelas y ii) adición de las nanopartículas después de la formación de micelas. Se realizaron experimentos por lotes para evaluar los procesos de adsorción/desorción del surfactante en las nanopartículas de SiO2. Para facilitar la comprensión de las interacciones surfactante-nanopartículas, se utilizaron surfactantes de naturaleza química conocida para todos los experimentos. En efecto, para los experimentos de sorción, se usó bromuro de cetiltrimetilamonio "CTAB", dodecil sulfato de sodio "SDS" y monolaurato de polioxietilenosorbitan "Tween 20". El modelo de equilibrio sólido-líquido (SLE) se utilizó por primera vez para describir la adsorción de los surfactantes en la superficie de las nanopartículas. Además, se determinaron el potencial de adsorción y las propiedades termodinámicas y se evaluó el rendimiento del nanofluido basado en las interacciones surfactante-nanopartículas en la tensión interfacial.
El Capítulo III presenta la síntesis, caracterización y evaluación de nanopartículas magnéticas con núcleo de hierro y cáscara de carbón para reducir la adsorción del surfactante en el medio poroso y aumentar la recuperación de petróleo. El núcleo con propiedades magnéticas fue diseñado para permitir la manipulación de las nanopartículas aplicando un campo magnético. Las nanopartículas se obtuvieron siguiendo un nuevo método hidrotermal de un solo paso. La solución de surfactantes que se usó para todos los experimentos se preparó con base en una formulación de campo y consistió de una mezcla de un alquil propoxi sulfato y una olefina interna sulfonatada. Las interacciones entre los surfactantes y las nanopartículas sintetizadas se determinaron mediante isotermas de adsorción, que se ajustaron al modelo SLE. El efecto simultáneo de las nanopartículas magnéticas con núcleo de hierro y cáscara de carbón y la mezcla de surfactantes en la recuperación de petróleo se evaluó mediante mediciones de tensión interfacial, pruebas de adsorción dinámica, experimentos de humectabilidad y pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento.
En el Capítulo IV se incluyó el efecto de la salmuera para la preparación de un nanofluido aplicado en procesos de recobro químico mejorado de petróleo. Para determinar las interacciones sal-surfactante-nanopartículas, se evaluaron tres metodologías para la formulación del fluido de inyección: en orden de adición i) sales, nanopartículas y surfactante, ii) sales, surfactante y luego nanopartículas, iii) surfactante, nanopartículas y finalmente, sales. Además, se evaluó el efecto en la tensión interfacial (IFT) de los sólidos disueltos totales (TDS) y la concentración de surfactante para seleccionar la mezcla de surfactantes óptima. Se construyeron isotermas de adsorción para investigar las interacciones surfactante-nanopartículas en presencia de salmuera y se ajustaron al modelo SLE. Asimismo, se evaluó el efecto sobre la tensión interfacial petróleo/fase acuosa de los nanofluidos preparados con base en las tres metodologías.
Con base en los resultados descritos en el Capítulo I-IV, el Capítulo V describe el efecto del uso simultáneo de una mezcla de surfactantes y nanopartículas magnéticas con núcleo de hierro y cáscara de carbón sobre la recuperación de petróleo utilizando microfluídica. Para todos los experimentos de microfluídica, se usó una mezcla de surfactantes basada en un alquil propoxi sulfato y una olefina interna sulfonatada. Los experimentos de desplazamiento consistieron en la inyección de agua convencional (método de recobro secundario de petróleo), inyección de surfactantes e inyección del sistema nanopartículas-surfactante, los cuales se realizaron utilizando una red aleatoria de microdispositivos de vidrio de tipo PDMS (polidimetilsiloxano). Para comprender la relación entre las fuerzas viscosas y capilares en presencia de diferentes fluidos de inyección, se evaluó la influencia de tres tasas de inyección: 0.1 pies día-1, 1 pie día-1 y 10 pies día-1. La tensión interfacial entre el petróleo y el fluido de inyección se estimó para determinar el número de capilar en cada caso. Del mismo modo, se investigaron los principales mecanismos de desplazamiento del petróleo en ausencia y presencia de las nanopartículas magnéticas con núcleo de hierro y cáscara de carbón. Además, se monitoreó el fenómeno de interdigitación viscosa (viscous fingering) durante las pruebas.
Finalmente, el Capítulo VI incluye las conclusiones generales de esta tesis doctoral, las recomendaciones para trabajos futuros y las publicaciones académicas.
