Experimental protocol for evaluation of micro-emulsions that modify the mojability in porous media. Application to colombian fields Protocolo experimental para la evaluación de microemulsiones que modifican la mojabilidad en el medio poroso. Aplicación a campos colombianos

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Date
Authors
Jaimes, Manuel G.
Rojas, Jorge A
Rodríguez, Milton J.
Zabala, Richard D.
Dorado, Ricardo
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Universidad Industrial de Santander
Abstract
Description
Las reservas de crudo liviano son cada vez más escasas, a diferencia de los descubrimientos de crudo pesado, razón por lo cual se ha enfocado la atención en este tipo de hidrocarburos. Colombia tiene un gran potencial de crudo pesado, sobre todo en las zonas de la Cuenca de los Llanos Orientales (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria), cuyo desarrollo en los últimos años, ha logrado que el 60% de la producción nacional este asociada a este tipo de recurso. La producción de crudo pesado no es fácil, una de las principales dificultades es la alta viscosidad del hidrocarburo, lo cual origina una baja movilidad del mismo y una temprana producción de agua en yacimientos con acuíferos activos. Una de las técnicas más utilizadas para incrementar la productividad en los yacimientos de crudos pesados es la estimulación matricial de pozos, a partir de la cual se pueden modificar las curvas de permeabilidad relativa (alteración de la humectabilidad) y así mejorar la movilidad de estos crudos. Sin embargo es crucial la comprensión de la mojabilidad de la formación para optimizar la recuperación de petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento. Por lo anterior, el presente estudio se centró en desarrollar e implementar un protocolo a nivel de laboratorio, para evaluar tratamientos de estimulación matricial base agua, que tuvieran la capacidad de invertir la mojabilidad natural (generalmente al crudo, debido a la alta afinidad entre el crudo y minerales de roca del yacimiento), hacia una mojabilidad al agua, que conduce a un mejoramiento de la permeabilidad relativa al crudo. El protocolo experimental fue implementado a nivel de laboratorio en el campo Castilla (cuenca de los llanos orientales en Colombia) y se enfocó en tres grandes etapas. 1. Etapa 1: Caracterización básica de fluidos de formación 2. Etapa 2: Evaluación fluido-fluido y comportamiento reológico de fluidos de formación Vs Tratamientos químicos. 3. Etapa 3: Evaluación del efecto sobre la humectabilidad (modificación de ángulos de contacto y permeabilidad relativa). Las principales conclusiones y recomendaciones obtenidas en este estudio son las siguientes: 1. Se desarrolló un protocolo experimental adecuado para la evaluación de microemulsiones y/o aditivos mejoradores de movilidad. 2. La implementación del protocolo permitió seleccionar el mejor tratamiento de alteración de la humectabilidad para el campo Castilla. 3. En la preferencia de la mojabilidad del yacimiento, tienen incidencia: los componentes del petróleo, la química de la salmuera, la superficie mineral, la temperatura, la presión, la tensión interfacial de los fluidos, la presión capilar y la historia de saturación del yacimiento.
Reserves of light crude oil are decreasing in contrast to the discoveries of heavy crude which is why attention has been focused on this type of hydrocarbons. Colombia has a high potential in the heavy-crude development especially in the areas of the Llanos Orientales Basin (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria) which have been produced in recent years to achieve that the 60% of the national production is associated with this type of resource. Heavy-oil production is not easy due to its high viscosity which causes low oil mobility and early water production in reservoirs with active aquifers. One of the main techniques used to increase productivity in heavy crude oil fields is the matrix stimulation of wells through the injection of treatments that positively alter the relative permeability curves (alteration of wettability) and thus improve the mobility of these crude oils. However, understanding the formation wettability is essential to optimize oil recovery. To assume that a formation is wettable by water, when in reality it is not, can cause irreversible damage to the reservoir. Therefore, the current study focused on developing and implementing a protocol at the laboratory level, to evaluate water-based matrix stimulation treatments that have ability to reverse natural oil wettability (generally to the oil, due to high affinity between oil and rock minerals of reservoir) towards water wettability, which leads to an improvement of relative permeability to crude oil. The experimental protocol was implemented at laboratory level for the Castilla Oilfield (Llanos Orientales basin in Colombia) and focused on three major stages. 1. Stage 1: Basic characterization of treatment fluids. 2. Stage 2: Fluid-fluid evaluation and rheological behavior of formation fluids Vs. Chemical treatments. 3. Stage 3: Evaluation of effect on wettability (modification of contact angles and relative permeability). The main conclusions and recommendations obtained in this study are the following: 1. A suitable experimental protocol was developed for evaluation of microemulsions and / or mobility enhancing additives. 2. Implementation of protocol allowed selecting the best treatment of alteration of wettability for the Castilla oilfield. 3. The components of the oil, the brine chemistry, the mineral surface, the temperature, the pressure, the interfacial tension, the capillary pressure, the saturation history of reservoir, among other properties have an impact on the reservoir’s wettability.
Keywords
Active Aquifer, Contact Angle, Formation Damage, Humidity, Microemulsions, Mojability, Mobility, Relative Permeability, Capillary Pressure, Well Productivity, Interfacial Tension, Viscosity, Acuífero Activo, Ángulo de Contacto, Daño de Formación, Humectabilidad, Microemulsiones, Mojabilidad, Movilidad, Permeabilidad relativa, Presión capilar, productividad de pozo, tensión interfacial, Viscosidad
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