Evaluación de nuevos materiales basados en óxido de grafeno en el mejoramiento del factor de recobro de petróleo crudo colombiano

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dc.contributor.advisorMejía Ospino, Enrique
dc.contributor.advisorCarrillo, Luis Felipe
dc.contributor.authorGómez Delgado, Jimena Lizeth
dc.contributor.evaluatorIdrobo, Eduardo Alejandro
dc.contributor.evaluatorBaldovino, Víctor Gabriel
dc.contributor.evaluatorLeón Bermúdez, Adan Yovani
dc.contributor.evaluatorMolina, Daniel Ricardo
dc.contributor.evaluatorBlanco Tirado, Cristian
dc.date.accessioned2024-11-07T21:37:34Z
dc.date.available2024-11-07T21:37:34Z
dc.date.created2024-10-28
dc.date.embargoEnd2029-10-24
dc.date.issued2024-10-28
dc.description.abstractLa humectabilidad de los minerales presentes en un yacimiento es una propiedad determinante para los porcentajes de recobro de crudo. Una de las estrategias propuestas para incrementar el recobro de crudo se basa en la alteración de la humectabilidad de las rocas de los yacimientos petrolíferos. En este estudio, se evaluó la alteración de la humectabilidad de una roca arenisca de un yacimiento de crudo pesado debido a la adsorción de óxido de grafeno (GO). Se determinó el efecto de la concentración de GO, salinidad y pH sobre la tensión interfacial y el ángulo de contacto. Los resultados muestran que la adsorción del GO induce cambios importantes en la humectabilidad de la roca. Para concentraciones altas de GO y salinidades bajas, el pH demostró ser un factor determinante en la alteración de la mojabilidad. Bajo ciertas condiciones, la mojabilidad de la roca pasó de ser altamente oleofílica (150°) a una mojabilidad intermedia (90°). Para corroborar el cambio en la humectabilidad, se realizaron pruebas de Amott-Harvey, las cuales confirmaron el cambio en la humectabilidad de la roca a condiciones intermedias. La salmuera de formación y crudo se sometieron a pruebas de compatibilidad fluido-fluido. Estas evaluaciones confirmaron una compatibilidad favorable con la formulación de 0.9 wt% de GO, 900 ppm de Salinidad y pH 8. Las pruebas de coreflooding en los núcleos de arenisca demostraron un aumento del 7% en el factor de recobro con el nanofluido de óxido de grafeno en comparación con un desplazamiento por inyección de agua convencional.
dc.description.abstractenglishThe wettability of the minerals present in a reservoir is a determining property for oil recovery rates. One of the strategies proposed to increase oil recovery is based on altering the wettability of oil reservoir rocks. In this study, the wettability alteration of a sandstone rock due to graphene oxide (GO) adsorption was evaluated. The effect of GO concentration, salinity and pH on interfacial tension and contact angle was determined. The results show that GO adsorption induces significant changes in rock wettability. For high GO concentrations and low salinities, pH proved to be a determining factor in altering wettability. Under certain conditions, rock wettability changed from highly oleophilic (150°) to intermediate wettability (90°). To corroborate the change in wettability, Amott-Harvey tests were performed, which confirmed the change in rock wettability at intermediate conditions. The formation brine and crude were subjected to fluid-fluid compatibility tests. These evaluations confirmed favorable compatibility with the 0.9 wt% GO formulation, 900 ppm Salinity and pH 8, coreflooding tests on sandstone cores demonstrated a 7% increase in recovery factor with graphene oxide nanofluid compared to a conventional water injection displacement.
dc.description.degreelevelDoctorado
dc.description.degreenameDoctor en Química
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.identifier.instnameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourlhttps://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/44526
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ciencias
dc.publisher.programDoctorado en Química
dc.publisher.schoolEscuela de Química
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coarhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAtribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subjectÓxido de grafeno
dc.subjectRecobro Mejorado
dc.subjectEOR
dc.subjectNanofluido
dc.subjectAmott Harvey
dc.subjectCoreflooding
dc.subjectÓxido de grafeno
dc.subjectMojabilidad
dc.subject.keywordGraphene oxide
dc.subject.keywordEnhanced Oil Recovery
dc.subject.keywordNanofluid
dc.subject.keywordWettability
dc.subject.keywordCore flooding
dc.titleEvaluación de nuevos materiales basados en óxido de grafeno en el mejoramiento del factor de recobro de petróleo crudo colombiano
dc.title.englishEvaluation of New Materials Based on Graphene Oxide in Improving the Recovery Factor of a Colombian Crude Oil
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_db06
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Doctorado
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