Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)León Bermúdez, Adán YovaniMolina Velasco, Daniel RicardoAriza León, EmilianoJiménez Caballero, Michell Andrey2023-07-312023-07-312023-07-232023-07-23https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/14630El 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.application/pdfspainfo:eu-repo/semantics/openAccessSurfactanteNanopartículasCrudo pesadoRecobro mejoradoEmulsiones O/WMojabilidadUniversidad Industrial de SantanderTesis/Trabajo de grado - Monografía - MaestríaUniversidad Industrial de Santanderhttps://noesis.uis.edu.coSurfactantNanoparticlesHeavy Crude OilEnhanced Oil RecoveryO/W EmulsionsWettabilityhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2info:eu-repo/semantics/openAccessAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)