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

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dc.contributor.advisorLeón Bermúdez, Adán Yovani
dc.contributor.advisorAriza León, Emiliano
dc.contributor.advisorPinto Hernández, Diego Fernando
dc.contributor.advisorJiménez Caballero, Michell Andrey
dc.contributor.authorMárquez Hernández, Leidy Camila
dc.contributor.authorMelo Niño, Lizeth Natalia
dc.date.accessioned2022-06-08T11:47:46Z
dc.date.available2022-06-08T11:47:46Z
dc.date.created2021
dc.date.issued2021
dc.description.abstractDurante 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.
dc.description.abstractenglishDuring crude oil recovery processes it has been evidenced that a percentage of its fractions remain adhered in the porous medium, which generates a reduction of the recovery factor. Recently, the simultaneous application of nanoparticles and surfactants has been considered as a chemical method to improve the efficiency of EOR processes and increase oil recovery, since these nanofluids have shown promising results due to their recovery mechanisms such as the change of rock wettability. In this research, the effect of a surfactant with silica (SiO2) and alumina (Al2O3) nanoparticles on the desorption of a heavy crude oil and its SARA fractions (Saturates, Aromatics, Resins and Asphaltenes) was studied using Ottawa sand as a porous medium. For this purpose, detergency tests were carried out with commercial surfactant in the presence of SiO2 or Al2O3 nanoparticles with concentrations between 100 and 800 ppm. The results of the tests showed that the percentage recovery of the crude oil in the presence of SiO2 or Al2O3 nanoparticles achieved an incremental between 15 and 20% by weight, respectively. With respect to the analysis of the SARA fractions, there was an increase in the amount recovered in increasing order as Resins < Asphaltenes < Aromatics < Saturated. Furthermore, it was evidenced that the high concentration of nanoparticles does not always lead to a higher recovery factor. The results showed that the development of surfactant/nanoparticle formulations can improve the interaction properties of the rock-fluid system to facilitate crude oil mobility, which indicates that their implementation is feasible and has a high potential for scaling up.
dc.description.degreelevelPregrado
dc.description.degreenameIngeniero de Petróleos
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/20.500.14071/11227
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programIngeniería de Petróleos
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería de Petróleos
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.subjectPetróleo Pesado
dc.subjectFracciones Sara
dc.subjectProcesos Eor
dc.subjectNanopartículas
dc.subjectSurfactantes
dc.subject.keywordHeavy Oil
dc.subject.keywordSara Fractions
dc.subject.keywordEor Processes
dc.subject.keywordNanoparticles
dc.subject.keywordSurfactants
dc.titleEfecto de nanofluidos en la estabilidad de fracciones sara de crudos en procesos de recobro mejorado
dc.title.englishEffect of nanofluids on the stability and desorption of sara fractions in processes.
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Pregrado
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