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Efecto de nanofluidos en la estabilidad de fracciones sara de crudos en procesos de recobro mejorado

Resumen

Durante los procesos de recuperación de crudo se ha evidenciado que un porcentaje de sus fracciones quedan adheridas en el medio poroso, lo cual genera una reducción del factor de recobro. Recientemente, se ha considerado la aplicación simultánea de nanopartículas y surfactantes como método químico para mejorar la eficiencia de los procesos EOR y aumentar la recuperación de petróleo, ya que estos nanofluidos han mostrado resultados prometedores debido a sus mecanismos de recuperación como lo son el cambio de mojabilidad de la roca. En esta investigación se estudió el efecto de un surfactante con nanopartículas de sílice (SiO2) y alúmina (Al2O3), en la desorción de un crudo pesado y sus fracciones SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos) utilizando arena Ottawa como medio poroso; para esto, se realizaron pruebas de detergencia con surfactante comercial en presencia de nanopartículas de SiO2 o Al2O3 con concentraciones entre 100 y 800 ppm. Los resultados de las pruebas evidenciaron que el porcentaje de recuperación del crudo en presencia de las nanopartículas de SiO2 o Al2O3 logró un incremental entre el 15 y el 20% en peso, respectivamente. Con respecto al análisis de las fracciones SARA se presentó un incremento en la cantidad recuperada en el orden creciente como Resinas < Asfaltenos < Aromáticos < Saturados. Además, se logró evidenciar que la concentración elevada de nanopartículas no conduce siempre a un mayor factor de recuperación. Los resultados mostraron que el desarrollo de formulaciones surfactante/nanopartículas permiten mejorar las propiedades de interacción del sistema roca-fluido para facilitar la movilidad del crudo, lo cual indica que su implementación es factible y con alto potencial de escalamiento.