Evaluación de formulaciones surfactante/nanopartículas para el recobro mejorado de un crudo pesado colombiano

Simple item page
dc.contributor.advisorLeón Bermúdez, Adán Yovani
dc.contributor.advisorMolina Velasco, Daniel Ricardo
dc.contributor.advisorAriza León, Emiliano
dc.contributor.authorJiménez Caballero, Michell Andrey
dc.contributor.evaluatorMartínez Ortega, Fernando
dc.contributor.evaluatorMejía Ospino, Enrique
dc.date.accessioned2023-07-31T13:57:00Z
dc.date.available2023-07-31T13:57:00Z
dc.date.created2023-07-23
dc.date.issued2023-07-23
dc.description.abstractEl crudo pesado es una de las fuentes más estudiadas para compensar la elevada demanda energética mundial, debido a la disminución de las reservas de crudo liviano en el mundo. Sin embargo, sus elevadas viscosidades dificultan las operaciones de recuperación, por lo que es necesario utilizar sofisticadas técnicas de recobro mejorado de hidrocarburos. Una de estas técnicas es la inyección con surfactantes, la cual disminuye la tensión interfacial crudo/agua, genera emulsificación y modifica la mojabilidad del yacimiento, lo que aumenta la eficacia de la recuperación de petróleo. Sin embargo, se ha descubierto que la adición de nanopartículas (NPs) pueden mejorar aún más la eficacia de los surfactantes en la recuperación de crudos con baja gravedad API. Esta investigación determinó formulaciones de surfactante/nanopartículas para su uso en procesos de recobro mejorado. Se utilizaron tres surfactantes (SDBS, SDS y Surf-A), dos nanopartículas (sílice y alúmina) y un crudo pesado de 16,80 °API proveniente del Valle Medio del Magdalena de Colombia. Para determinar las mejores formulaciones de surfactantes/NPs, se realizaron pruebas de tensión interfacial, viscosidad y estabilidad de la emulsión. Por último, se realizaron pruebas de detergencia y ángulo de contacto para verificar el efecto de las formulaciones sobre la mojabilidad de la roca. El surfactante Surf-A obtuvo los mejores resultados en las pruebas de tensión interfacial con un valor de 0,5074 mN/m, siendo el tensioactivo utilizado en las formulaciones de surfactante/nanopartículas, con una concentración de 3.000 mg/L y una salinidad de 15.000 mg/L de NaCl. No obstante, al adicionar 50 mg/L de nanopartículas de SiO2 se produjeron los resultados más eficientes en las pruebas de interacción fluido/fluido, reduciendo la tensión interfacial crudo/agua en 72,10% y la viscosidad de las emulsiones en 94,09% a 60 °C. Asimismo, en las pruebas de interacción roca/fluido, este nanofluido permitió el incremento sobre la recuperación de crudo pesado mediante pruebas de detergencia en un 11,00% en comparación con el surfactante sin nanopartículas, el cual fue de 2,65%. Estos resultados mostraron que la metodología empleada se puede considerar como una alternativa a los problemas de fluidez y movilidad que afectan a la recuperación y transporte de crudo pesado. Finalmente, esta investigación ayudó a comprender el efecto de las formulaciones de surfactantes/nanopartículas sobre los fenómenos interfaciales entre crudo, agua y roca, siendo un indicio en la mejora de los mecanismos de recuperación utilizados por los surfactantes para la extracción de crudo pesado, generando un aporte novedoso a nivel científico para su uso en el recobro mejorado de crudos pesados.
dc.description.abstractenglishHeavy crude oil is one of the most studied sources to compensate the high world energy demand, due to the decrease of light crude oil reserves in the world. However, its high viscosities make recovery operations difficult, so it is necessary to use sophisticated techniques for enhanced oil recovery. One such technique is surfactant flooding, which decreases crude oil/water interfacial tension, generates emulsification, and modifies reservoir wettability, leading to increased oil recovery efficiency. Nevertheless, it has been found that the addition of nanoparticles (NPs) can further enhance the effectiveness of surfactants in the recovery of low API gravity crude oils. This research determined surfactant/nanoparticle formulations for use in enhanced recovery processes. Three surfactants (SDBS, SDS and Surf-A), two nanoparticles (silica and alumina) and a 16.80 °API heavy crude oil from the Middle Magdalena Valley of Colombia were used. To determine the best surfactant/NPs formulations, interfacial tension, viscosity, and emulsion stability tests were carried out. Finally, detergency and contact angle tests were performed to verify the effect of the formulations on rock wettability. Surf-A surfactant achieved the best results in the interfacial tension tests with a value of 0.5074 mN/m, being the surfactant used in the surfactant/nanoparticle formulations, with a concentration of 3,000 mg/L and a salinity of 15,000 mg/L NaCl. However, adding 50 mg/L of SiO2 nanoparticles yielded the most efficient results in the fluid/fluid interaction tests, reducing the crude oil/water interfacial tension by 72.10% and the viscosity of the emulsions by 94.09% at 60 °C. Likewise, in the rock/fluid interaction tests, this nanofluid increased the recovery of heavy crude oil through detergency tests by 11.00% compared to the surfactant without nanoparticles, which was 2.65%. These results showed that the methodology used can be considered as an alternative to the fluidity and mobility problems that affect the recovery and transport of heavy crude oil. Finally, this research helped to understand the effect of surfactant/nanoparticle formulations on the interfacial phenomena between crude oil, water, and rock, being an indication in the improvement of the recovery mechanisms used by surfactants for the extraction of heavy crude oil, generating a novel contribution at a scientific level for its use in the enhanced recovery of heavy crude oils.
dc.description.cvlachttps://scienti.minciencias.gov.co/cvlac/visualizador/generarCurriculoCv.do?cod_rh=0000039295
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Química
dc.description.googlescholarhttps://scholar.google.com/citations?hl=es&user=P_n5_2UAAAAJ&view_op=list_works&citft=1&citft=2&citft=3&email_for_op=mianjica201910%40gmail.com&gmla=AMpAcmTRlAF2-drztbj9qfDM6BtOi3mNVo6rJSqAP6FcbNkNkH6T8TQLjMA_oGyfznQTSaKI3cFORYpeA1LDLq0Hp0YekFMqkIfoGWOoMmNTJAdmvnRvVSdJc20j8VdW4ewAGimGcfhn_6NbHmIoIr1desYrIvbkCAUFb1h03I530ba0MZVTIVvusWRl6kS3ZDL614otuqHJ7_FebUfJ_m9nQ8V8GfOWp1ZDCAoK2zR77-pIpFMlRqdo25nUPA
dc.description.orcidhttps://orcid.org/0000-0002-6086-1123
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/20.500.14071/14630
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ciencias
dc.publisher.programMaestría 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.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subjectSurfactante
dc.subjectNanopartículas
dc.subjectCrudo pesado
dc.subjectRecobro mejorado
dc.subjectEmulsiones O/W
dc.subjectMojabilidad
dc.subject.keywordSurfactant
dc.subject.keywordNanoparticles
dc.subject.keywordHeavy Crude Oil
dc.subject.keywordEnhanced Oil Recovery
dc.subject.keywordO/W Emulsions
dc.subject.keywordWettability
dc.titleEvaluación de formulaciones surfactante/nanopartículas para el recobro mejorado de un crudo pesado colombiano
dc.title.englishEvaluation of Surfactant/Nanoparticle Formulations for Enhanced Recovery of a Colombian Heavy Crude Oil
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestría
Files
Original bundle
Now showing 1 - 3 of 3
No Thumbnail Available
Name:
Documento.pdf
Size:
7.41 MB
Format:
Adobe Portable Document Format
Download
No Thumbnail Available
Name:
Carta de autorización.pdf
Size:
86.33 KB
Format:
Adobe Portable Document Format
Download
No Thumbnail Available
Name:
Nota de proyecto.pdf
Size:
856.65 KB
Format:
Adobe Portable Document Format
Download
License bundle
Now showing 1 - 1 of 1
No Thumbnail Available
Name:
license.txt
Size:
2.18 KB
Format:
Item-specific license agreed to upon submission
Description:
Download
Collections
Maestría en Química