Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos

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Browsing Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos by browse.metadata.evaluator "Carrillo Moreno, Luis Felipe"

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    Evaluación de inhibición de asfaltenos con nanopartículas de magnetita funcionalizadas con oxido de grafeno en un crudo colombiano
    (Universidad Industrial de Santander, 2022-09-21) Corredor Marín, Ángel Fabián; Ariza León, Emiliano; Mejía Ospino, Enrique; Rojas Plata, Jorge Alberto; Carrillo Moreno, Luis Felipe; Cabanzo Hernández, Rafael
    A pesar de la aplicación de nuevas fuentes de recursos energéticos tales como: energía nuclear, energía solar entre otras; se ha notado significativamente en años recientes que esté aporte no es suficientemente para suplir las demandas energéticas actuales en el mundo; de hecho, la energía renovable va a tener un rol complementario en las próximas 2 décadas. (Hosein Rezvania., et al 2018). Por tanto, suplir el volumen energético será el principal desafío para la industria de los hidrocarburos en los próximos años. Sin embargo, los métodos de producción, recobro primario y secundario de crudo han sido débiles en los recientes años. La desestabilización y precipitación de asfaltenos en campos maduros es una problemática recurrente, que se ha tratado con métodos convencionales de remoción y/o inhibición de asfaltenos, éstos suelen ser muy costosos, tienen efectos temporales, pueden provocar modificaciones de los fluidos sin garantizar que no se presente una nueva depositación de los asfaltenos. Además, requieren equipos complejos, muchas veces costosos y en diversas ocasiones no protegen la formación productora, pudiendo ocasionar daños de formación aún más severos y difíciles de remediar. Con base en esta problemática, en esta investigación se evalúan nanopartículas de Fe3O4 funcionalizadas con nanopartículas de GO (óxido de grafeno), con el objetivo de implementarlas como agente de estabilización de asfaltenos en campos petroleros. Las nanopartículas metálicas de magnetita tienden a ser inestables magnéticamente, se aglomeran y luego pueden depositarse, impidiendo que las mismas puedan ser aplicadas a la formación petrolífera de manera homogénea, se va utiliza el óxido de grafeno como un agente estabilizador de las nanopartículas de Fe3O4, les puede conferir estabilidad a las mismas que les permita mantenerse en suspensión mitigando el efecto de aglomeración y posterior precipitación. Se encontró que el nanofluido desarrollado y estabilizado, generó estabilización en la precipitación de asfaltenos al crudo evaluado, además cambió la humectabilidad de la roca dejándola al agua lo que favorece el mejoramiento del factor de recobro.
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    Evaluación experimental de la inyección de surfactantes en la formación Mugrosa, mediante el estudio de la adsorción y su impacto en la eficiencia de desplazamiento de crudo
    (Universidad Industrial de Santander, 2024-04-26) Mendoza Ramírez, Christian David; Gambús Ordaz, Maika Karen; Mercado Ojeda, Ronald Alfonso; León Bermúdez, Adán Yovani; Carrillo Moreno, Luis Felipe
    En Colombia, la Formación Mugrosa es el tercer yacimiento más grande del país en términos de OOIP con un valor de 10.2% con respecto a las reservas probadas y donde no se implementa recobro químico a base de surfactantes, debido a la utilización de métodos convencionales como inyección de agua. Los surfactantes, basados en su propiedad de reducir la tensión interfacial entre el petróleo crudo y el agua, son una aplicación potencial de la recuperación química mejorada de petróleo (CEOR); sin embargo, la alta tasa de retención de surfactantes asociada a la adsorción y a la complejidad mineralógica genera una limitación en la eficiencia de desplazamiento del crudo. Este trabajo de investigación presenta una evaluación experimental de surfactantes para muestras de la Formación Mugrosa, teniendo en cuenta la composición mineralógica y petrofísica de la roca, el estudio de la adsorción estática-dinámica y su eficiencia de desplazamiento de crudo; las muestras de rocas evaluadas están compuestas por un 27% de minerales arcillosos, donde predominan la caolinita y la clorita por su capacidad de intercambio catiónico (CIC) responsables de la adsorción, que afecta la inyección de los surfactantes, producto de los minerales abundantes con alta capacidad de intercambio catiónico como Caolinita (Al2Si2O5(OH)4) y Clorita (Mg2.5Fe1.65Al1.5Si2.2 Al1.8O10(OH)8), que aportan ambientes de cargas negativas asociadas a la naturaleza elemental., entre otros tipos de rocas sedimentarias identificadas durante los análisis experimentales de petrofísica, difracción de rayos X (XRD) y espectrometría electrónica de barrido (SEM). La cantidad de tensioactivos adsorbida en minerales de roca arcillosa se miden mediante espectroscopia ultravioleta-visible (UV-vis) con una adsorción estática promedio de 0.7 g/g de roca, donde existe una máxima capacidad de adsorción del sustrato rocoso debido al contacto directo de los surfactantes a lo largo de toda el área superficial durante un tiempo prolongado de 24 horas en comparación con la adsorción dinámica dada en un valor de 0.26 g/g roca. Sin embargo, en las pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento a 140°F y con salmuera de 9330 ppm, la inyección del producto de surfactantes identificado como EOR50 en el medio poroso, alcanza una eficiencia de desplazamiento de petróleo del 6% adicional de crudo residual que permanece sin desplazar después de la inyección de agua en las muestras de roca Berea y Formación Mugrosa, demostrando una potencial aplicación de recuperación mejorada en mineralogías complejas como la Formación Mugrosa y a su vez, generando una disminución significativa en el valor de la tensión interfacial en el crudo de 49.61 mN/m a 0.1 mN/m medido a 140 ºF y un mecanismo de desplazamiento para la producción del crudo.