WO2017056041A1 - Método de aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado e inhibidores de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfaltenos en campos de crudo liviano e intermedio - Google Patents

Método de aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado e inhibidores de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfaltenos en campos de crudo liviano e intermedio Download PDF

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WO2017056041A1
WO2017056041A1 PCT/IB2016/055843 IB2016055843W WO2017056041A1 WO 2017056041 A1 WO2017056041 A1 WO 2017056041A1 IB 2016055843 W IB2016055843 W IB 2016055843W WO 2017056041 A1 WO2017056041 A1 WO 2017056041A1
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nanofluids
stage
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oil
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PCT/IB2016/055843
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Inventor
Richard Disney ZABALA ROMERO
Jorge Italo BAHAMON PEDRAZA
Eusebio Alejandro RODRIGUEZ ARAUJO
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Ecopetrol S A
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Definitions

  • the present invention relates to the exploitation of heavy and extra heavy crudes associated with the flow of crude oil at the level of the porous medium due to the adverse conditions of viscosity and relative permeability that characterize these systems.
  • the application refers to the exploitation of light and intermediate crudes. also associated with the flow of crude oil at the level of the porous medium due to the adverse conditions caused by obstruction of the deposition of asphalt in the rock.
  • the stages in general terms consist of: supply 2.0-4.0 g of nano-powder, adding 60-80 ml of deionized water, perform the ultrasonic dispersion at room temperature for 30-60 minutes; dissolve 2.0g of a silane agent or silicon hydride in ethyl alcohol; mix the nano-base solution with the ethanol solution of the silane as a coupling agent, heat by stirring, leave the reaction free for 4-6 hours, filter, wash using an anhydrous solvent several times, and dry under vacuum for 12 hours to obtain modified nanoparticles; putting 0.1 -0.5g of nanoparticles in the three-section bottle, add 200-300 ml of water, heat by water bath, mix a surfactant with PE G ⁇ Poly Ethylene Glycol), add 100 ml of the mixed surfactant and PEG solution, stir mechanically for 6-8 hours, wash the dispersion 2-3 times, adjusting the hydrogen potential to the 8-9 range, and add deionized water (1 L), obtaining a water-based nanoflui
  • the invention describes a process for the preparation of a catalyst comprising: nickel oxide nanoparticles supported on alumina nanoparticles; the relationship between the weight of the alumina nanoparticle and the weight of the nickel oxide nanoparticle in the catalyst between about 80 and about 500 comprising said process: dry impregnating a precipitate of sodium aluminate, amorphous 5 and drying, with an aqueous solution of a water-soluble nickel salt; dry the precipitate impregnated with nickel; the dry impregnation and drying steps being carried out, each, for a time and under sufficient conditions to provide the catalyst of the precipitate impregnated with nickel and drying.
  • the invention is composed of a catalyst support material; a plurality of nickel catalyst nanoparticles dispersed on the support material; and a plurality of agent molecules that are dispersed to the plurality of nanoparticles and optionally to the support material, where the catalyst nanoparticles provide nickel on the support material at approximately 5% by weight and a metal dispersion of at least 5%, measured by hydrogen adsorption.
  • the content of the present application is expressly directed to the definition and characterization of nanofluid application methods and not to the attainment or obtaining thereof.
  • Figure 1 reveals the stoichiometric characterization maps with water samples from wells that were sampled at different periods.
  • Figure 2 shows the simulations to identify what type of inorganic inlay is presented.
  • Figure 3 presents the predictive models of the SARA analysis.
  • Figure 4 demonstrates the Bar chart of the results of the SARA analysis in the Cupiagua K5 samples.
  • Figure 5 describes the Bar chart of the results of the SARA analysis in the Cupiagua XL-4 samples.
  • Figure 6 reveals a graph where the pour point is displayed.
  • Figure 7 shows the appearance and qualification of the detergency test.
  • Figure 8 presents examples of representation of the distribution of formation damage.
  • Technological Development consists in the generation of specific methods for the application of nanofluids as oil permeability enhancers and formation damage inhibition by asphalt type organic deposits.
  • the method consists of the following stages:
  • stage 2 in wells that are candidates according to stage 1 to stimulation with nanofluids to improve mobility in heavy and extra heavy crudes, taking into account the following sub-stages:
  • stages 1 and 2 are shared with the nanofluid application method for mobility improvement
  • stage 2 Apply stage 2 in wells that are candidates according to stage 1 for inhibition of formation damage by asphalt type organic deposits.
  • stage 2j Apply stage 2j to evaluate the failure / success criteria constructed previously and conclude.
  • the method consists of the following stages:
  • Inorganic inlays physicochemical analyzes are performed on the formation water (see table 1 variables that are measured in a physicochemical analysis). With the results obtained, graphs and stoichiometric characterization maps must be made with the water samples from the wells that were sampled in different periods, which allow analysis and comparisons ( Figure 1). With the physicochemical data simulations are made to identify what type of inorganic inlay is presented and quantify the amount of mass that can be precipitated for specific conditions ( Figure 2), with this the process begins to identify if this mechanism of damage is important or not for a particular well.
  • Table 2 shows the results obtained from the SARA prediction by the FTIR technique for a specific well (Cupiagua K5).
  • Liquid chromatography is a physical method of separation for the characterization of complex mixtures that is applied in many fields. In general, they are a group of techniques that are based on the principle of selective retention that aims to separate the different components of a mixture, managing to individualize and quantify each component. Minimal differences in the partition coefficient of the compounds result in a differential retention over the stationary phase, which means an effective separation based on the retention times of each of the components. This methodology performs two types of functions: Separate the components of the mixture, determine the proportion of the components.
  • the pour point is considered the temperature at which the oil stops flowing, motivated by the increase in viscosity by the precipitated paraffin as the sample cools. Reference temperature to identify at what level of the well paraffin deposits can occur.
  • the crystallization point refers to the approximate temperature at which it is possible to precipitate the first paraffin crystal. Reference temperature to identify at what level of the well paraffin deposits can occur.
  • Critical rate test The critical velocity of fine mobilization exists above the point where particles with weak adhesion to the porous surface can be separated by the force of shear or drag of the fluid. Above the critical velocity, the fines can move through the pores with the fluid and by mechanical conditions they can form bridges in the porous throats, which causes clogging and thus decreasing the flow capacity of the formation.
  • the critical rate can be measured in the laboratory and scaled to field conditions. The test is based on measuring the permeability of the sample at different injection rates. The speed or flow rate where the permeability decreases about 10% of its initial value is considered the critical rate. SEM characterization is possible by direct method, SEM
  • X-rays are a form of electromagnetic radiation of high energy and small wavelength, they are useful for determining crystalline phases from a comparison of diffractograms with PDF data ⁇ Powder Diffraction File), and the sample using basic procedures of atomic adsorption and X-ray fluorescence.
  • Critical rate tests and SEM / DRX characterization allow to identify the presence of migrable and / or inflatable clays and if they can cause damage by fines.
  • Emulsions rheological characterization of emulsions, interfacial tensions and compatibility tests, this characterization is important since the viscosity and the flow model are closely linked to the type of emulsion, the droplet size of the dispersed phase, the type and structure of the different emulsifying agents and of course the stability of the emulsion and different variables.
  • the characterization of the emulsions allows quantifying the adverse effects in the decrease of mobility of the oil and in many cases the blockages that can be generated in the pores of the matrix reducing the production of fluids from the well.
  • Relative permeability curve affectation wettability tests, detergency tests, contact angle measurement, imbibition tests, interfacial tensions and relative permeability curves.
  • the wettability test is performed to determine the tendency of a treatment to wet the reservoir rock by water or oil. A solution of 100 ml of the treatment is prepared in the recommended concentrations. 10 ml of clean formation sand is added and stirred vigorously. The sand is soaked for one hour and the solution is decanted, preserving the impregnated sand. Three 250 ml specimens are taken, in one varsol is added, in another water and in the third a water-varsol mixture in equal proportions. Samples of the treated sand are poured into each of the specimens and their behavior is observed.
  • the dispersion of the sand in a certain phase indicates that the sand is preferably wetted by that phase, if instead it agglomerates on contact with the phase, it indicates that the sand does not show wettability in this medium. If dispersion is observed in both phases, it is said that the wettability is mixed.
  • the cleaning capacity of the surfactant dissolved in the treatment and the wettability that it induces in the formation is determined. Take 5 ml of sand from the formation, contact 50 ml of the treatment to be evaluated and stir until the mixture is homogenized. Then 50 ml of the crude oil are added, gently stirred until a homogeneous mixture is reached and placed at the test temperature (95 ° C). The degree of sand cleaning is observed as a maximum time of one hour elapses. If the surfactant has a good detergency, the sand should be cleaned of the crude. (See figure 6)
  • Contact angle measurement It essentially seeks to establish whether or not oil contains surfactants that can change a mineral surface initially wetted by water to wettability by oil. This method uses reservoir fluids and polished and clean mineral surfaces that are initially wetted by water.
  • the minerals usually used to represent the deposit are: pure quartz, calcite and dolomite. The type of sample used depends on the mineralogy of the deposit. These minerals are initially wetted by water, but if the oil contains surfactant minerals they will be absorbed on the mineral surface and cause an increase in oil wettability. This is quantified by measuring the change of contact angle with time. A drop of fluid comes in contact with the mineral surface and the contact angle is continuously monitored until equilibrium is reached, that is, when changes in the contact angle do not occur over time. The test can last several weeks depending on the time required to reach the adsorption balance
  • Interface Tension Tests this test is performed in the laboratory by the DuNouy ring method. Interfacial tension, a liquid in contact with another substance (solid, liquid or gas) has an energy that is the result of the difference in the degree of attraction of the surface molecules between them with the degree of attraction of another substance. This phenomenon is defined as the amount of energy needed to separate a unit area from one substance from another.
  • Relative permeability curves it has to do with the relationship between the effective permeability in a saturation (ki) and the absolute permeability (k), it is expressed as:
  • the relative oil permeability is maximum, close to 1, when the oil saturation is maximum (100 to 70-80%), and it is minimal, if the water permeability is makes maximum, for low saturation in crude.
  • This type of measurement is performed in a laboratory by means of a displacement test in reservoir scenarios.
  • the productivity index measures the ability or ability of a well to be able to produce a fluid. This index is determined by the ratio between the flow rate produced (Q) and the pressure drop of the reservoir. In this case if the dynamic bottomhole pressure (Pwf) is greater than the bubble point pressure (Pb), the flow rate or fluid flow will be almost identical to the single phase flow.
  • IP Q / (Pr - Pwf)
  • main and / or secondary treatments refer to nanofluids for the improvement of mobility of heavy and extra heavy crudes which is focused on mitigate formation damage due to relative permeability curves.
  • Secondary treatments refer to the fact that if there are formation damage from organic deposits in the well, solvent injection is required for dissolution, if there is damage from inorganic deposits, injection of organic, inorganic acids and / or chelating systems is required, additionally if in Well there is damage from emulsions. Fluid injection with surfactants is required.
  • the penetration radius is between 1 (0.3048000m) to 3 (0.9144000m) feet.
  • Set the soaking time refers to the contact time of the treatments in formation to achieve the desired effect, for main treatments this time ranges between 12 and 72 hours and for secondary treatments 4 to 12 hours
  • divergence refers to the improvement of the vertical covering of the producing formations to be treated when the thickness is considerable and in cases of fields that have formations with marked heterogeneities.
  • mechanical divergence covers the use of all types of mechanical packaging.
  • chemical divergence covers the use of polymers, fibers, waxes and in general all available chemical divergents.
  • the chemical divergence process is designed with sequential stages where main and / or secondary treatments are alternated with divergent systems with volume ratios covering from 1: 1/4 to 1: 1, unit of treatment volume for a quarter of volume of divergent system up to unit volume of treatment per unit volume of divergent system.
  • h) Define the mechanism for the injection of treatments: it refers to the strategy of injection of chemicals to the subsoil that can be with: Coiled Tubing (flexible pipe) without workover equipment (maintenance) or with it, it all depends on the Current mechanical configuration of the well to intervene.
  • sampling plan of the return fluids after the intervention of the well according to the sampling process for chemical stimulations and inhibitions, for which we have five (5) scenarios, for each particular case the stage must be selected depending on the actual process carried out. Take into account the footnotes of each table for each case. It is important to note that for all cases it applies if the sampling is made associated with a volumetric well test, all the data of said test must be referenced in order to associate cleaning parameters and operation efficiency with the conditions of the system lifting.
  • the main treatment alters the oil and water permeability curves, a positive effect of the treatment can be reflected in the stabilization and / or decrease of the BSW, between 1 and 80%.
  • Treatment lifetime a period of time between 3 months and 1 year is established.
  • stage 2 in the wells that are candidates according to stage 1 to stimulation with nanofluids to improve mobility in heavy and extra heavy crudes, taking into account the following sub-stages:
  • the variation of the damage or injectivity factor is monitored while the stimulation treatment is pumped. This will allow the acid behavior to be evaluated in real time and will allow improvements in the following treatments.
  • stage 2j Apply stage 2j to evaluate the failure / success criteria constructed previously and conclude.
  • stages 1 and 2 are shared with the nanofluid application method for the improvement of mobility, however to give a clear definition this information is included again regarding stages one and two (1 and 2) that refer to the general conditions for the application of nanofluids and design treatments for intervention to wells with nanofluids
  • the productivity index measures the ability or ability of a well to be able to produce a fluid. This index is determined by the ratio between the flow rate produced (Q) and the pressure drop of the reservoir. In this case if the dynamic bottomhole pressure (Pwf) is greater than the bubble point pressure (Pb), the flow rate or fluid flow will be almost identical to the single phase flow.
  • IP Q / (Pr - Pwf)
  • penetration radii between 1 (0.3048000m) to 5 (1,524,000m) feet of formation are used for main treatments.
  • Set the soaking times refers to the contact time of the treatments in formation to achieve the desired effect, for main treatments this time ranges between 12 and 72 hours and for secondary treatments 4 to 12 hours, for inhibition treatments the time ranges from 12 to 72 hours
  • divergence refers to the improvement of the vertical covering of the producing formations to be treated when the thickness is considerable and in cases of fields that have formations with marked heterogeneities.
  • mechanical divergence covers the use of all types of mechanical packaging.
  • chemical divergence covers the use of polymers, fibers, waxes and in general all available chemical divergents.
  • h) Define the mechanism for the injection of treatments: it refers to the strategy of injection of chemicals to the subsoil that can be with: Coiled Tubing (flexible pipe) without workover equipment (maintenance equipment) or with it, everything depends of the current mechanical configuration of the well to intervene, within this sub-stage we find the next step.
  • i) Definition of the sampling plan of the return fluids after the intervention of the well according to the sampling process of chemical stimulations and inhibitions, for which we have five (5) scenarios, for each In particular case the stage must be selected depending on the actual process carried out. Take into account the footnotes of each table for each case.
  • the viscosity measurement in the returns applies only in the case of heavy and extra heavy crudes, provided that the stimulation train includes injection of mobility enhancing pills or similar technologies.
  • CU Colloidal Instability Index
  • thermodynamic study called De Boer Diagram is carried out, the objective of this test is to show the dimension of the problem with the asphalt precipitation, it is carried out by determining the difference between the reservoir pressure and the saturation pressure.
  • the determination of precipitation it is necessary to take into account the following criteria: establish the differentiation between the multiple reservoir reservoir pressures and the so-called oil bubble point, determine the density of the fluid in the reservoir and the saturation of the asphalt in a the conditions in situ.
  • stage 2 Apply stage 2 in the wells that are candidates according to stage 1 for inhibition of formation damage by asphalt type organic deposits
  • stage 2j Apply stage 2j to evaluate the failure / success criteria constructed previously and conclude.

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

La presente solicitud se refiere a métodos de aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado e inhibidores de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos, principalmente en campos de crudo liviano e intermedio. En los campos de crudo pesado y extrapesado por la naturaleza del aceite se generan mecanismos de daño que afectan las curvas de permeabilidad relativa, se disminuye al aceite, favoreciendo por lo general la movilidad del agua, el uso de la nanotecnología mitiga este efecto y genera un mecanismo de protección sobre la roca para evitar que el efecto se presente de manera pronta. En muchos de los campos de crudo liviano e intermedio la depositación orgánica es el principal factor de daño, en otros se presenta en combinación con otros mecanismos, la nanotecnología se presenta como una alternativa para controlar la precipitación de asfáltenos y su posterior depositación en la roca Por ser aplicaciones de última generación, se reclama protección de los métodos de aplicación generados.

Description

MÉTODO DE APLICACIÓN DE NANOFLUIDOS COMO MEJORADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA AL ACEITE EN CAMPOS DE CRUDO PESADO Y EXTRAPESADO E INHIBIDORES DE DAÑO DE FORMACIÓN POR DEPÓSITOS ORGÁNICOS TIPO ASFALTENOS EN CAMPOS DE CRUDO LIVIANO E INTERMEDIO
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a la explotación de crudos pesados y extrapesados asociada al flujo de crudo a nivel del medio poroso debido a las condiciones adversas de viscosidad y permeabilidad relativa que caracterizan estos sistemas, Además la solicitud se refiere la explotación de crudos livianos e intermedios también asociada al flujo de crudo a nivel del medio poroso debido a las condiciones adversas por obstrucción que representa la depositación de asfáltenos en la roca.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
En el estado de la técnica en cuanto a la utilización de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado e inhibidores de daño en formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos en campos de crudo liviano e intermedio encontramos la siguiente situación:
Respecto a la disponibilidad de crudo, si bien la magnitud de petróleo pesado, extra pesado y bitumen están casi en el mismo orden de magnitud que las de crudo ligero y medio, su contribución al suministro mundial es menor al 5% (Mamdout et al., 2012). En Colombia, los crudos pesados han tenido una participación promedio en la producción total de petróleo del alrededor 39% (Campetrol, 2009), actualmente entre el 50% y el 60%. El alto contenido de asfáltenos y bajo porcentaje de hidrocarburos con bajo peso molecular, ocasionan que el petróleo posea alta densidad y viscosidad (Castro et al., 2009; Murillo-Hernández et al., 2009). Gravedades API por debajo de 20°, viscosidades entre 1 x103 y 1 x106 cp, y depositaciones de asfáltenos sobre superficies de roca y tuberías dificultan la producción, transporte y refinación de crudos pesados y extra pesados (Martínez- Palou et al., 201 1 ).
A este respecto, particularmente se encuentra en el estado de la técnica la patente con número de referencia CN102344791 , titulada "NANO-MOLECULAR DEPOSITED FILM COMPOSITE OIL DISPLA CEMENT AGENT' que consiste en nano-compuestos moleculares para desplazamiento de aceite. El agente de desplazamiento de aceite puede ser mezclado con agua que tenga un potencial de hidrógeno de 9 a 1 1 , donde la solución acuosa tiene una fracción de masa del 0.08 %. El agente de desplazamiento de aceite además tiene una gran estabilidad y alta capacidad de reducción de tensión superficial, La solicitud incluye pruebas de laboratorio donde se evalúa el desplazamiento del aceite en roca natural que permite evaluar lo altos efectos de desplazamiento del aceite al aplicar el compuesto de película nano-molecular con desplazamientos ideales del aceite. Adicionalmente, se encuentra la solicitud de patente con número de referencia CN103937478 y titulada "PREPARATION METHOD OF NANOFLUID FOR IMPROVING OIL RECOVERY' que describe un método para la preparación de un nanofluído para el recobro de crudo. Las etapas en términos generales consisten en: suministrar 2.0-4.0 g de nano-polvo, adición de 60-80 mi de agua desionizada, realizar la dispersión ultrasónica en una temperatura ambiente durante 30-60 minutos; disolver 2.0g de un agente de silano o hidruro de silicio en alcohol de etilo; mezclar la solución nano-base con la solución de etanol del silano como agente de acoplamiento. Calentar agitando, dejar libre la reacción durante 4-6 horas, filtrar, lavar usando un solvente anhidro varias veces, y secar en vacío durante 12 horas para obtener nanopartículas modificadas; poniendo 0.1 -0.5g de nanopartículas en el frasco de tres secciones, adicionar 200-300 mi del agua, calentar por baño de maría, mezclar un surfactante con PEG {Poly Ethylene Glycol), adicionar 100 mi de la solución mezclada de surfactante y PEG, agitar mecánicamente por 6-8 horas, lavar la dispersión 2-3 veces, ajustando el potencial de hidrógeno a la gama de 8-9, y adicionar agua desionizada (1 L), obteniendo de todo un nanofluído a base de agua.
Así mismo, en el estado de la técnica se encuentra la solicitud de patente con número de referencia US2013075092 y titulada "PROCESS FOR DISPERSING NANOCATALYSTS INTO PETROLEUM-BEARING FORMATIONS" que revela una nueva clase de nanocatalizadores soportados que mejoran fracciones de petróleo pesado, a procesos para su preparación y métodos para su uso, y a productos preparados poniendo en contacto fracciones de petróleo pesado con los nanocatalizadores. Más particularmente, esta invención se refiere a catalizadores que comprenden nanopartículas de óxido de níquel soportadas en nanopartículas de alúmina con propiedades mejoradas de absorción de asfáltenos que mejoran el craqueo térmico catalítico de petróleos pesados dentro de un reservorio de petróleo o durante un procesamiento corriente abajo. La invención describe un proceso para la preparación de un catalizador que comprende: nanopartículas de óxido de níquel soportadas en nanopartículas de alúmina; estando la relación entre el peso de la nanopartícula de alúmina y el peso de la nanopartícula de óxido de níquel en el catalizador comprendida entre alrededor de 80 y alrededor de 500 comprendiendo dicho proceso: impregnar en seco un precipitado de aluminato de sodio, amorfo 5 y secado, con una solución acuosa de una sal de níquel soluble en agua; secar el precipitado impregnado con níquel; siendo las etapas de impregnación en seco y de secado llevadas a cabo, cada una, durante un tiempo y bajo condiciones suficientes como para proporcionar el catalizador del precipitado impregnado con níquel y secado.
En el mismo sentido, encontramos la solicitud con número de referencia WO2008036743 con título "SUPPORTED NICKEL CATALYSTS HAVING HIGH NICKEL LOADING AND HIGH METAL DISPERSION AND METHODS OF MAKING SAME', la solicitud describe ciertos nanocatalizadores de níquel soportados que tienen cargas de níquel altas y métodos para su preparación. Estos catalizadores son supuestamente útiles, entre otras cosas, para el hidrocraqueo, la hidrodesulfuración y otros procesos similares llevados a cabo en refinerías. La invención se compone de un material de apoyo de catalizador; una pluralidad de nanopartículas de catalizador de níquel dispersado sobre el material de apoyo; y una pluralidad de moléculas de agente que se dispersan a la pluralidad de nanopartículas y opcionalmente al material de apoyo, donde las nanopartículas de catalizador proporcionan níquel sobre el material de apoyo aproximadamente en 5 % de peso y una dispersión metálica de al menos del 5 %, medido por la adsorción de hidrógeno.
Respecto a la invenciones referenciadas anteriormente, la mayoría de ellas se refiere a nanocatalizadores mientras la solicitud de patente de invención en estudio no utiliza catalizadores para la reducción en viscosidad del crudo y el cambio de humectabilidad del medio poroso, la solicitudes mencionadas no incluyen métodos de aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado e inhibidores de daño en formación. Para suplir esta necesidad la solicitud en estudio presenta dos métodos específicos para tal fin.
El contenido de la presente solicitud está expresamente dirigido a la definición y caracterización de métodos de aplicación de nanofluidos y no a la consecución u obtención de los mismos.
DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
Para complementar la descripción que se está realizando y con objeto de ayudar a una mejor comprensión de las características de la invención, de acuerdo con un ejemplo preferente de realización práctica del mismo, se acompaña como parte integrante de dicha descripción, un grupo de figuras en donde con carácter ilustrativo y no limitativo, se ha representado lo siguiente:
La figura 1 revela los mapas de caracterización estequiometricos con las muestras de agua de los pozos que fueron muestreados en diferentes periodos.
La figura 2 muestra las simulaciones para identificar qué tipo de incrustación inorgánica se presenta.
La figura 3 presenta los modelos predictivos del análisis SARA.
La figura 4 demuestra el gráfico de Barras de los resultados del análisis SARA en las muestras de Cupiagua K5.
La figura 5 describe el gráfico de Barras de los resultados del análisis SARA en las muestras de Cupiagua XL-4.
La figura 6 revela una gráfica donde se visualiza el punto de fluidez.
La figura 7 muestra la apariencia y calificación de la prueba de detergencia.
La figura 8 presenta ejemplos de representación de la distribución del daño de formación. DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
El Desarrollo Tecnológico consiste en la generación de métodos específicos para la aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite e inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos.
De forma resumida los métodos en cuestión son los siguientes:
METODO PARA APLICACIÓN DE NANOFLUIDOS COMO MEJORADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA AL ACEITE EN CAMPOS DE CRUDO PESADO Y EXTRAPESADO
El método se compone de las siguientes etapas:
1 . Establecer condiciones generales para la aplicación de nanofluidos como se define en las siguientes subetapas: a) Caracterizar las fuentes del daño de formación b) Realizar la cuantificación de los mecanismos de daño identificados en la sección anterior mediante un software que permita obtener la magnitud de estos fenómenos. c) Seleccionar ambientes para aplicación de la tecnología: d) Identificar a nivel de laboratorio los nanofluidos adecuados para el caso específico de cada campo (los nanofluidos son diseñados para condiciones específicas)
Diseñar los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos con las siguientes subetapas: e) Seleccionar pozos candidatos:
f) Diseñar el tratamiento de estimulación
g) Establecer uso de divergencia química o mecánica
h) Definir el mecanismo para la inyección de los tratamientos
i) Definir plan de muestreo de los fluidos de retorno posterior a la intervención del pozo de acuerdo proceso de muestreo para estimulaciones e inhibiciones químicas j) Construir criterios de éxito/falla
Aplicar etapa 2 en los pozos que resulten candidatos según la etapa 1 a la estimulación con nanofluidos para mejoramiento de movilidad en crudos pesados y extrapesados, teniendo en cuenta las siguientes subetapas:
k) Ejecutar el diseño para estimulación con nanofluidos teniendo en cuenta etapas
1 y 2. Se deben aplicar los siguientes pasos: I) Realizar plan de muestreo de acuerdo a etapa 2i, se deben realizar las pruebas solicitadas sin ninguna excepción
m) Monitorear el comportamiento del pozo hasta 12 meses de manera posterior a la aplicación del tratamiento con nanofluidos, realizar muéstreos continuos de acuerdo a etapa 2i y pruebas de producción durante este periodo (medir volúmenes producidos por lo menos una vez al mes).
4. Evaluar resultados de la implementación de las intervenciones donde se usa nanotecnología para mejoramiento de movilidad en crudos pesados y extrapesados n) Aplicar etapa 2j para evaluar los criterios de falla/éxito construidos anteriormente y concluir.
o) Establecer si los datos obtenidos cumplen con lo planeado para definir donde sea aplicable la tecnología de nanotecnología para crudos pesados y extrapesados.
p) La evaluación de criterio éxito falla se deben combinar con los resultados del plan de monitoreo establecido en la etapa 3m.
METODO DE APLICACIÓN DE NANOFLUIDOS PARA INHIBICIÓN DE DAÑO DE FORMACIÓN POR DEPÓSITOS ORGANICOS TIPO ASFALTENOS
Para este método las etapas 1 y 2 son compartidas con el método de aplicación de nanofluidos para el mejoramiento de movilidad,
Método de aplicación de nanofluidos para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos que se compone de las siguientes etapas:
1 . Ver: etapa 1 del Método para aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado
2. Diseñar los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos con las siguientes subetapas: e) Seleccionar pozos candidatos:
f) Diseñar el tratamiento de estimulación bajo los siguientes criterios
g) Establecer uso de divergencia química o mecánica:
h) Definir el mecanismo para la inyección de los tratamientos:
i) Definición del plan de muestreo de los fluidos de retorno posterior a la intervención del pozo de acuerdo proceso de muestreo de estimulaciones e inhibiciones químicas,
j) Construir criterios de éxito/falla:
3. Aplicar etapa 2 en los pozos que resulten candidatos según la etapa 1 para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos
k). Ejecutar el diseño para inhibición con nanofluidos teniendo en cuenta etapas 1 y 2 y aplicar los siguientes pasos: > Proporcionar equipos, facilidades y química requerida para ejecución de la intervención de acuerdo a los diseños establecidos en la etapa 2. En caso de contingencias se debe aplicar la metodología " what if (buscar en internet) (que pasa si, contingencias) para resolver cuando sea necesario
> Monitorear en tiempo real durante toda la operación de inhibición con nanofluidos el comportamiento de la presión y caudal de inyección para hacer seguimiento del comportamiento del fluido durante la intervención aun en los tiempos de remojo, se realiza un análisis en tiempo real tipo Pacaloni (ya definido) para analizar la reacción de los fluidos de tratamiento sobre el daño con el tiempo.
I) Realizar plan de muestreo de acuerdo a etapa 2i, se deben realizar las pruebas solicitadas sin ninguna excepción (tabla de muestreo). Adicionalmente, se deben realizar los siguientes monitoreos: medir perfil de viscosidad del aceite, concentración residual de nanopartículas en los fluidos de retorno y seguimiento al BSW {basic sediment and wáter, contenido de agua y sedimentos). m) Monitorear el comportamiento del pozo hasta 12 meses de manera posterior a la aplicación del tratamiento con nanofluidos,
4. Evaluar resultados de la implementación de las intervenciones donde se usó nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos.
n) Aplicar etapa 2j para evaluar los criterios de falla/éxito construidos anteriormente y concluir.
o) Establecer si los datos obtenidos cumplen con lo planeado para definir donde sea aplicable la tecnología de nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos
p) La evaluación de criterio éxito falla se deben combinar con los resultados del plan de monitoreo establecido en la etapa 3m). DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
A continuación definiremos con detalle cada uno de los métodos contenidos en la solicitud:
METODO PARA APLICACIÓN DE NANOFLUIDOS COMO MEJORADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA AL ACEITE EN CAMPOS DE CRUDO PESADO Y EXTRAPESADO
El método se compone de las siguientes etapas:
1 . Establecer condiciones generales para la aplicación de nanofluidos como se define en las siguientes subetapas: a) Caracterizar las fuentes del daño de formación:
> Incrustaciones inorgánicas: se realizan análisis fisicoquímicos al agua de formación (ver tabla 1 variables que se miden en un análisis fisicoquímico). Con los resultados obtenidos se debe realizar gráficas y elaborar mapas de caracterización estequiometricos con las muestras de agua de los pozos que fueron muestreados en diferentes periodos, que permitan realizar análisis y comparaciones (figura 1 ). Con los datos fisicoquímicos se hacen simulaciones para identificar qué tipo de incrustación inorgánica se presenta y cuantificar la cantidad de masa de que se puede precipitar para unas condiciones específicas (figura 2), con esto se inicia el proceso para identificar si este mecanismo de daño es importante o no para un pozo en particular.
Figure imgf000008_0001
> Depósitos orgánicos: (parafinas y/o asfáltenos): realizar pruebas análisis SARA (saturados, asfáltenos, resinas y aromáticos), cromatografía liquida, punto de fluidez y punto de cristalización.
Este es uno de los análisis composicionales más comunes para muestras de petróleo, SARA (saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos). Los valores de cada fracción deben sumar 100%, siempre y cuando la muestra esté compuesta exclusivamente de material orgánico. La metodología tradicionalmente usada para este análisis es la cromatografía líquida de columna abierta, que permite cuantificar saturados, aromáticos y resinas (máltenos), una vez que de la muestra se han retirado los asfáltenos por precipitación con heptano.
Para tal fin, en laboratorio se implemento un método rápido y confiable que permite predecir el análisis SARA en muestras de crudos, en un tiempo menor al del análisis tradicional. Para ello, se utilizó la técnica FTIR y el análisis SARA de 38 crudos (muestras de calibración) de diferentes campos del país. La correlación entre las señales IR (índice de refracción) y las fracciones se realizó a través de regresión por mínimos cuadrados parciales (PLS-R por su sigla en inglés, Partial Least Squares Regression).
En la tabla 2 se presenta los resultados obtenidos de la predicción SARA por la técnica FTIR para un pozo específico (Cupiagua K5).
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Los resultados, de manera general que se tienen con esta prueba, pueden indicar que las muestras de los crudo analizados, tienen tendencia a precipitar asfáltenos. Con los datos del análisis SARA se calculan los IEC (índices de estabilidad coloidal), cuando las muestras evaluadas presentan valores altos (>0.9), indican que pueden presentar tendencia a precipitar asfáltenos. Por lo anterior y según los IEC en la tabla 1 los crudos evaluados pueden precipitar asfáltenos.
Cromatografía liquida: La cromatografía es un método físico de separación para la caracterización mezclas complejas que se aplica en muchos campos. En general, son un grupo de técnicas que se fundamentan en el principio de retención selectiva que pretende separar los distintos componentes de una mezcla, logrando individualizar y cuantificar cada componente. Diferencias mínimas en el coeficiente de partición de los compuestos traen como consecuencia una retención diferencial sobre la fase estacionaria, lo que quiere decir, una separación efectiva en función de los tiempos de retención de cada uno de los componentes. Esta metodología realiza dos tipos de funciones: Separar los componentes de la mezcla, determinar la proporción de los componentes. Esta caracterización permite evidenciar presencia de componentes pesados en el crudo que podrían ser asfáltenos y por ende precipitar, sumado al análisis SARA se podría construir la envolvente de solubilidad de asfáltenos (figura 5) que indica la fracción soluble se asfáltenos bajo los escenarios de producción de un campo en particular.
El punto de fluidez es considerada la temperatura a la cual el crudo deja de fluir, motivado por el aumento de la viscosidad por la parafina precipitada a medida que se enfría la muestra. Temperatura de referencia para identificar en qué nivel del pozo se puede presentar depósitos de parafinas. El punto de cristalización: se refiere a la temperatura aproximada a la que se cree se pueda la precipitación del primer cristal de parafina. Temperatura de referencia para identificar en qué nivel del pozo se puede presentar depósitos de parafinas.
> Migración de finos: se realizan diferentes pruebas como la de tasa crítica y la prueba de caracterización minerologica (SEM-DRX).
Prueba de tasa crítica: La velocidad crítica de movilización de finos existe por encima del punto donde las partículas con una adherencia débil a la superficie porosa pueden separarse por la fuerza de cizalla o de arrastre del fluido. Por encima de la velocidad crítica los finos pueden moverse a través de los poros con el fluido y por condiciones mecánicas pueden formar puentes en las gargantas de porosas, lo que ocasiona taponamiento y por ende disminución de la capacidad de flujo de la formación. La tasa crítica puede medirse en laboratorio y escalarse a condiciones de campo. La prueba se basa en la medición de la permeabilidad de la muestra a diferentes caudales de inyección. La velocidad o el caudal donde la permeabilidad disminuya alrededor de un 10% de su valor inicial se considera la tasa crítica. Caracterización SEM es posible realizarla por método directos, SEM
{Scanning Electrón Microscope) considerado como uno de los mejores procedimientos para evidenciar las características de las fracciones arcillosas de la roca, se utiliza el microscopio electrónico de barrido, donde se usa un haz de electrones en lugar de luz visible, llevándolo a través de toda la muestra. Otra prueba o caracterización a realizar es Difracción de
Rayos X (DRX), los rayos X son una forma de radiación electromagnética de elevada energía y pequeña longitud de onda, son útiles para determinar las fases cristalinas a partir de una comparación de los difractogramas con los datos PDF {Powder Diffraction File), y la muestra recurriendo a procedimientos básicos de adsorción atómica y fluorescencia de rayos X.
Las pruebas de tasa crítica y caracterización SEM/DRX permiten identificar la presencia de arcillas migrables y/o hinchables y si estas pueden generar daño por finos.
> Emulsiones: caracterización reológica de emulsiones, tensiones interfaciales y pruebas de compatibilidad, esta caracterización es importante ya que la viscosidad y el modelo de flujo están estrechamente unidos al tipo de emulsión, al tamaño de las gotas de la fase dispersa, al tipo y estructura de los diferentes agentes emulsionantes y por supuesto a la estabilidad de la emulsión y a diferentes variables. La caracterización de las emulsiones permite cuantificar los efectos adversos en la disminución de movilidad del aceite y en muchos casos los bloqueos que se pueden generar en los poros de la matriz disminuyendo la producción de fluidos del pozo. Afectación curva de permeabilidad relativa: pruebas de mojabilidad, pruebas de detergencia, medición de ángulos de contacto, pruebas de imbibición, tensiones interfaciales y curvas de permeabilidad relativa.
Pruebas de Mojabilidad visual/Detergencia: La prueba de mojabilidad se realiza para determinar la tendencia que tiene un tratamiento a mojar la roca del yacimiento por agua o por aceite. Se prepara una solución de 100 mi del tratamiento en las concentraciones recomendadas. Se agregan 10 mi de arena de formación limpia y se agita vigorosamente. Se deja en remojo la arena durante una hora y se decanta la solución, conservando la arena impregnada. Se toman tres probetas de 250 mi, en una se adiciona varsol, en otra agua y en la tercera una mezcla agua-varsol en proporciones iguales. Se vierten muestras de la arena tratada en cada una de las probetas y se observa su comportamiento. La dispersión de la arena en una determinada fase indica que la arena esta mojada preferencialmente por esa fase, si por el contrario se aglomera al contacto con la fase, indica que la arena no muestra mojabilidad en este medio. Si se observa dispersión en ambas fases, se dice que la mojabilidad es mixta.
Con la prueba de detergencia se determina la capacidad de limpieza del surfactante disuelto en el tratamiento y la mojabilidad que induce el mismo en la formación. Se toman 5 mi de arena de la formación, se ponen en contacto con 50 mi del tratamiento a evaluar y se agita hasta homogenizar la mezcla. Luego se adicionan 50 mi del crudo, se agitan suavemente hasta alcanzar una mezcla homogénea y se colocan a la temperatura de prueba (95°C). Se observa el grado de limpieza de la arena a medida que transcurre un tiempo máximo de una hora. Si el surfactante tiene una buena detergencia, la arena debe quedar limpia del crudo. (Ver figura 6)
Medición del ángulo de contacto: Busca esencialmente establecer si el petróleo contiene o no agentes surfactantes que puedan cambiar una superficie mineral inicialmente humectada por agua a humectabilidad por aceite. Este método usa fluidos de yacimiento y superficies minerales pulidas y limpias que son inicialmente humectadas por agua. Los minerales usualmente empleados para representar el yacimiento son: cuarzo, calcita y dolomita puros. El tipo de muestra empleado depende de la mineralogía del yacimiento. Estos minerales son inicialmente humectados por agua, pero si el petróleo contiene minerales surfactivos se absorberán sobre la superficie mineral y ocasiona un aumento de la humectabilidad por aceite. Esto se cuantifica al medir el cambio de ángulo de contacto con tiempo. Una gota de fluido se pone en contacto con la superficie mineral y el ángulo de contacto es monitoreado continuamente hasta que se alcance el equilibrio, es decir, cuando no ocurran cambios en el ángulo de contacto con el tiempo. La prueba puede durar varias semanas dependiendo del tiempo requerido para alcanzar el equilibrio de adsorción
Pruebas de Imbibición espontánea: las muestras de la roca cuelgan bajo una balanza electrónica mientras está sumergida dentro del agua, así se mide la adición de peso en el tiempo llegando al peso constante. Entonces, la saturación es presentada como una función del tiempo. La velocidad de imbibición del agua en la roca es un indicativo de la humectabilidad del medio.
Pruebas de Tensión Interfacial: esta prueba es realizada en el laboratorio por el método del anillo de DuNouy. Tensión interfacial, un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o gas) posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las moléculas de la superficie entre ellas con el grado de atracción de otra sustancia. Este fenómeno se define como la cantidad de energía que hace falta para separar un área unitaria de una sustancia desde otra.
Curvas de permeabilidad relativa: tiene que ver con la relación entre la permeabilidad efectiva en una saturación (ki) y la permeabilidad absoluta (k), se expresa como:
Kr = ki / k
Cuando se trata de un producto agua-petróleo, referente a la permeabilidad relativa del crudo es máxima, cercana a 1 , cuando la saturación del crudo es máxima (100 a 70-80%), y es mínima, si la permeabilidad del agua se hace máxima, para baja saturación en crudo. Este tipo mediciones (curvas de permeabilidad relativa) se realiza en un laboratorio mediante un ensayo de desplazamiento en escenarios de yacimiento.
Las pruebas anteriormente descritas permiten evidenciar daños o afectaciones en las curvas de permeabilidad relativa durante el proceso de producción del pozo o en alguna etapa de reacondicionamiento durante la vida del pozo. b) Realizar la cuantificacion de los mecanismos de daño identificados en la sección anterior mediante un software que permita obtener la magnitud de estos fenómenos. Ver figura 8. c) Seleccionar ambientes para aplicación de la tecnología: > Pozos candidatos para aplicación de nanotecnología para mejorar la permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado: pozos cuyo mecanismo de daño de formación por afectación a las curvas de permeabilidad relativa sea considerable comparado con los otros mecanismos.
> Pozos candidatos para aplicación de nanofluidos para inhibición del daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos: pozos cuyo mecanismo de daño de formación por depósitos orgánicos sea de los más importantes. d) Identificar a nivel de laboratorio los nanofluidos adecuados para el caso específico de cada campo (los nanofluidos son diseñados para condiciones específicas)
2) Diseñar los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos con las siguientes subetapas: e) Seleccionar pozos candidatos:
> Seleccionar el pozo de acuerdo a la etapa 1 c)
> Análisis de índice de productividad (nodal) para cuantificar potencial incremento en productividad y priorizar lista de los mejores candidatos. Pozos con mayores cambios en el índice de productividad serán mejores candidatos.
El índice de productividad, mide la habilidad o capacidad de que un pozo sea capaz de producir un fluido. Este índice es determinado por el cociente entre el caudal producido (Q) y la caída de presión del yacimiento. En este caso si la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es mayor que la presión de punto de burbuja (Pb), el caudal o flujo de fluido será casi idéntico al flujo monofásico.
IP = Q/ (Pr - Pwf)
IP= Indice de productividad
Q= Caudal de fluido de ensayo
Pr= Presión estática promedio del yacimiento
Pwf= Presión dinámica del yacimiento (Q conocido)
> Evaluación del estado mecánico del pozo: son pozos en flujo natural, pozos con levantamiento artificial tipo bombeo electrosumergible, gas lift, bombeo mecánico, bomba pcp {pressure cavity pump). f) Diseñar el tratamiento de estimulación bajo los siguientes criterios:
> Definir tipos de tratamientos: dependiendo de la magnitud y del tipo de daño presentes en el pozo se requerirían tratamientos principales y/o secundarios, los tratamientos principales se refieren a los nanofluidos para mejoramiento de movilidad de crudos pesados y extrapesados el cual está enfocado a mitigar daño de formación por afectación a las curvas de permeabilidad relativa. Los tratamiento secundarios, hacen referencia a que si en el pozo existen daños de formación por depósitos orgánicos se requiere inyección de solventes para disolución, si existe daño por depósitos inorgánicos se requiere inyección de ácidos orgánicos, inorgánicos y/o sistemas quelantes, adicionalmente si en el pozo existe daño por emulsiones se requiere inyección de fluidos con tensoactivos.
> Establecer secuencia de bombeo: Se deben realizar todas las combinaciones posibles de ser necesario de los tratamientos primarios y secundarios.
> Determinar radios de penetración en formación para cada sistema: para
tratamientos principales se utilizan radios de penetración entre 1
(0.3048000m) a 5 (1 .524000m) pies en formación. Para tratamientos secundarios el radio de penetración esta entre 1 (0.3048000m) a 3 (0.9144000m) pies.
> Establecer los tiempo de remojo: se refiere al tiempo de contacto de los tratamientos en formación para lograr el efecto deseado, para tratamientos principales este tiempo oscila entre 12 y 72 horas y para tratamientos secundarios 4 a 12 horas
> Determinar los caudales de inyección: se refiere a la velocidad de inyección de los tratamientos por unidad de tiempo, para este tipo de tratamientos principales y secundarios se utilizan caudales de inyección entre 0.05 bpm y 3 bpm (barriles por minuto), o máximo de 5 bpm g) Establecer uso de divergencia química o mecánica: divergencia hace referencia al mejoramiento del cubrimiento vertical de las formaciones productoras a ser tratadas cuando el espesor es considerable y en casos de campos que tenga formaciones con heterogeneidades marcadas. Con respecto a la divergencia mecánica, cubre el uso de todo tipo de empaques mecánicos. En cuanto a la divergencia química, esta cubre el uso de polímeros, fibras, ceras y en general todos los divergentes químicos disponibles. El proceso de divergencia química se diseña con etapas secuenciales donde se alternan tratamientos principales y/o secundarios con sistemas divergentes con relaciones de volúmenes que cubren desde 1 :1/4 hasta 1 :1 , unidad de volumen de tratamiento por un cuarto de volumen de sistema divergente hasta unidad de volumen de tratamiento por unidad de volumen de sistema divergente. h) Definir el mecanismo para la inyección de los tratamientos: se refiere a la estrategia de inyección de los químicos al subsuelo que puede ser con: Coiled Tubing (tubería flexible) sin equipo de workover (mantenimiento) o con él, todo depende de la configuración mecánica actual del pozo a intervenir. i) Definir plan de muestreo de los fluidos de retorno posterior a la intervención del pozo de acuerdo proceso de muestreo para estimulaciones e inhibiciones químicas, para lo cual tenemos cinco (5) escenarios, para cada caso en particular debe ser seleccionada la etapa dependiendo del proceso real llevado a cabo. Tener en cuenta las notas al pie de cada tabla para cada caso. Es importante anotar que para todos los casos aplica si el muestro se hace asociado a una prueba volumétrica de pozo, se deben referenciar todos los datos de dicha prueba con el fin de asociar parámetros de limpieza y eficiencia de la operación a las condiciones del sistema de levantamiento.
Antes de iniciar cada etapa, ya sea Pickling de Tubería o limpieza de la tubería, que es quitar por métodos fisicoquímicos la capa de óxido, pintura, etc., que la cubre (caso 1 ), Limpieza de Perforados (caso 2), Estimulación (caso 3), Inhibición (caso 4) o combinación de las dos últimas (caso 5), se debe asegurar total compatibilidad entre los fluidos de retorno actuales y los tratamientos previo a la iniciación de la siguiente etapa.
La medición de viscosidad en los retornos aplica solo para el caso de crudos pesados y extrapesados.
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j) Construir criterios de éxito/falla: se refiere a la definición de escenarios que permitan evaluar y definir cuando se obtenga un resultado satisfactorio o no, para el caso de nanotecnología para mejoramiento en movilidad en crudos pesados y extrapesados se definen los siguientes pasos:
> Mejoramiento del índice de productividad: incremento del índice de productividad entre el 5 y el 150%.
> Seguimiento en viscosidad del crudo producido: de acuerdo a lo observado en campo se tienen reducción de viscosidad en cabeza de pozo, se debe realizar este seguimiento entre uno y tres meses.
> Seguimiento al residual de nanopartículas: medición de la concentración residual en partes por millón de nanopartículas en los fluidos de retorno.
> Seguimiento al BSW (basic sediment and wáter, contenido de agua y sedimentos): el tratamiento principal altera las curvas de permeabilidad relativa al aceite y al agua, un efecto positivo del tratamiento se puede reflejar en estabilización y/o disminución del BSW, entre 1 y 80%.
> Tiempo de vida del tratamiento: se establece un periodo de tiempo entre 3 meses y 1 año.
3) Aplicar etapa 2 en los pozos que resulten candidatos según la etapa 1 a la estimulación con nanofluidos para mejoramiento de movilidad en crudos pesados y extrapesados, teniendo en cuenta las siguientes subetapas:
k). Ejecutar el diseño para estimulación con nanofluidos teniendo en cuenta etapas 1 y 2. Se deben aplicar los siguientes pasos:
> Proporcionar equipos, facilidades y las sustancias químicas requeridas para ejecución de la intervención de acuerdo a los diseños establecidos en la etapa 2. En caso de contingencias se debe aplicar la metodología "what if ("que pasa si" o plan de contingencias) para utilizar cuando sea necesario.
> Monitorear en tiempo real durante toda la operación de estimulación con nanofluidos el comportamiento de la presión y caudal de inyección en el bombeo de los tratamientos principales y secundarios para hacer seguimiento del comportamiento del fluido en la formación tratada durante la intervención y de manera posterior aun en los tiempos de remojo. Se realiza un análisis en tiempo real tipo Pacaloni para analizar la reacción de los fluidos de tratamiento sobre el daño de formación con el tiempo. El rendimiento de los tratamientos y la adecuación del diseño del tratamiento se evalúa mediante la medición convencional de inyectividad antes y después de la estimulación. A través de este proceso, podemos obtener evaluación cuantitativa del tratamiento.
Básicamente se monitorea la variación del factor de daño o inyectividad al tiempo que se bombea el tratamiento de estimulación. Esto permitirá evaluar en tiempo real el comportamiento del ácido y permitirá hacer mejoras en los tratamientos siguientes.
I) Realizar plan de muestreo de acuerdo a etapa 2i, se deben realizar las pruebas solicitadas sin ninguna excepción (tabla de muestreo). Adicionalmente, se deben realizar los siguientes monitoreos: medir perfil de viscosidad del aceite, concentración residual de nanopartículas en los fluidos de retorno y seguimiento al BSW {basic sediment and wáter, contenido de agua y sedimentos).
m) Monitorear el comportamiento del pozo hasta 12 meses de manera posterior a la aplicación del tratamiento con nanofluidos, realizar muéstreos continuos de acuerdo a etapa 2i y pruebas de producción durante este periodo (medir volúmenes producidos por lo menos una vez al mes). El plan de muestreo y el análisis a estas muestras se debe realizar hasta que se considere que se haya perdido el efecto de tratamiento en el pozo.
4) Evaluar resultados de la implementación de las intervenciones donde se usa nanotecnología para mejoramiento de movilidad en crudos pesados y extrapesados
n) Aplicar etapa 2j para evaluar los criterios de falla/éxito construidos anteriormente y concluir.
o) Establecer si los datos obtenidos cumplen con lo planeado para definir donde sea aplicable la tecnología de nanotecnología para crudos pesados y extrapesados.
p) La evaluación de criterio éxito falla se deben combinar con los resultados del plan de monitoreo establecido en la etapa 3m.
METODO DE APLICACIÓN DE NANOFLUIDOS PARA INHIBICIÓN DE DAÑO DE FORMACIÓN POR DEPÓSITOS ORGANICOS TIPO ASFALTENOS
Para este método las etapas 1 y 2 son compartidas con el método de aplicación de nanofluidos para el mejoramiento de movilidad, sin embargo para dar una definición clara se incluye nuevamente esta información referente a las etapas uno y dos (1 y 2) que se refieren a las condiciones generales para la aplicación de los nanofluidos y al diseño los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos
Método de aplicación de nanofluidos para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos que se compone de las siguientes etapas:
1 . Ver: etapa 1 del Método para aplicación de nanofluidos como mejoradores de permeabilidad relativa al aceite en campos de crudo pesado y extrapesado
2. Diseñar los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos con las siguientes subetapas: e) Seleccionar pozos candidatos:
> Seleccionar el pozo de acuerdo a la etapa 1 c)
> Análisis de índice de productividad (nodal) para cuantificar potencial incremento en productividad y priorizar lista con los mejores candidatos.
El índice de productividad, mide la habilidad o capacidad de que un pozo sea capaz de producir un fluido. Este índice es determinado por el cociente entre el caudal producido (Q) y la caída de presión del yacimiento. En este caso si la presión dinámica de fondo de pozo (Pwf) es mayor que la presión de punto de burbuja (Pb), el caudal o flujo de fluido será casi idéntico al flujo monofásico.
IP = Q/ (Pr - Pwf)
IP= índice de productividad
Q= Caudal de fluido de ensayo
Pr= Presión estática promedio del yacimiento
Pwf= Presión dinámica del yacimiento @ Q conocido
> Evaluación del estado mecánico del pozo: son pozos en flujo natural, pozos con levantamiento artificial tipo bombeo electrosumergible, gas lift, bombeo mecánico, pcp, bombeo hidráulico. f) Diseñar el tratamiento de estimulación bajo los siguientes criterios
> Definir tipos de tratamientos: dependiendo de la magnitud y del tipo de daño presentes en el pozo se requerirían tratamientos principales y/o secundarios y en caso que el mecanismo de daño de formación principal sea por depósitos orgánicos se requieren tratamientos de inhibición basados en nanotecnología para evitar precipitación de asfáltenos. Tratamientos principales, en este caso el daño principal debe ser por depósitos orgánicos para lo cual se requiere inyección de solventes para disolución. Tratamientos secundarios, solo se requieren si en el pozo existen daños de formación por depósitos inorgánicos para esto se necesita inyección de ácidos orgánicos, inorgánicos y/o sistemas quelantes, si en el pozo existe daño por emulsiones se requiere inyección de fluidos con tensoactivos. El tratamiento de inhibición basado en nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos en crudos livianos e intermedios siempre se debe realizar.
> Establecer secuencia de bombeo: Se debe realizar las combinaciones posibles de todos los tratamientos primarios y secundarios (análogo al método definido anteriormente).
> Determinar radios de penetración en formación para cada sistema: para tratamientos principales se utilizan radios de penetración entre 1 (0.3048000m) a 5 (1 .524000m) pies de en formación. Para tratamientos secundarios radio de penetración 1 (0.3048000m) a 3 (0.9144000m) pies. Para el tratamiento de inhibición radios de penetración entre 3 (0.9144000m) a 10 (3.048000m) pies.
> Establecer los tiempos de remojo: se refiere al tiempo de contacto de los tratamientos en formación para lograr el efecto deseado, para tratamientos principales este tiempo oscila entre 12 y 72 horas y para tratamientos secundarios 4 a 12 horas, para los tratamientos de inhibición el tiempo oscila entre 12 y 72 horas
> Determinar los caudales de inyección: se refiere a la velocidad de inyección de los tratamientos por unidad de tiempo, para este tipo de tratamientos principales y secundarios se utilizan caudales de inyección entre 0.05 bpm y 3 bpm (barriles por minuto), o máximo de 5 bpm (barriles por minuto) g) Establecer uso de divergencia química o mecánica: divergencia hace referencia al mejoramiento del cubrimiento vertical de las formaciones productoras a ser tratadas cuando el espesor es considerable y en casos de campos que tenga formaciones con heterogeneidades marcadas. Con respecto a la divergencia mecánica, cubre el uso de todo tipo de empaques mecánicos. En cuanto a la divergencia química, esta cubre el uso de polímeros, fibras, ceras y en general todos los divergentes químicos disponibles.
h) Definir el mecanismo para la inyección de los tratamientos: se refiere a la estrategia de inyección de los químicos al subsuelo que puede ser con: Coiled Tubing (tubería flexible) sin equipo de workover (equipo de mantenimiento) o con él, todo depende de la configuración mecánica actual del pozo a intervenir, dentro de esta subetapa encontramos el siguiente paso. i) Definición del plan de muestreo de los fluidos de retorno posterior a la intervención del pozo de acuerdo proceso de muestreo de estimulaciones e inhibiciones químicas, para lo cual tenemos cinco (5) escenarios, para cada caso en particular debe ser seleccionada la etapa dependiendo del proceso real llevado a cabo. Tener en cuenta las notas al pie de cada tabla para cada caso.
Es importante anotar que para todos los casos aplica que si el muestro se hace asociado a una prueba volumétrica de pozo, se deben referenciar todos los datos de dicha prueba con el fin de asociar parámetros de limpieza y eficiencia de la operación a las condiciones del sistema de levantamiento.
Antes de iniciar cada etapa, ya sea "Picklincf de Tubería o decaparla que es quitar por métodos fisicoquímicos la capa de óxido, pintura, etc., que la cubre (caso 1 ), Limpieza de Perforados (caso 2), Estimulación (caso 3), Inhibición (caso 4) o combinación de las dos últimas (caso 5), se debe asegurar total compatibilidad de la línea base actual previa a la iniciación de la siguiente etapa.
La medición de viscosidad en los retornos aplica solo para el caso de crudos pesados y extrapesados, siempre que el tren de estimulación incluya inyección de pildoras mejoradoras de movilidad o tecnologías similares.
Ver tablas 3 a 7 Construir criterios de éxito/falla: se refiere a la definición de escenarios que permitan evaluar y definir cuando se obtenga un resultado satisfactorio o no, para el caso de aplicación de nanofluidos para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos se define:
> Mejoramiento del índice de productividad: incremento del índice de productividad entre el 5 y el 80%
> Análisis SARA del crudo producido: se debe comparar el incremento o disminución en la cantidad de asfáltenos antes, durante y después de la estimulación química y determinar estabilidad de los mismos con los criterios de índice de estabilidad:
Dentro de la estimación matemática encontramos el índice de Inestabilidad Coloidal (CU), que tiene en cuenta las composiciones másicas de las fracciones que pueden garantizar o no que el sistema sea estable. Entonces, si el CU presenta disminución, se puede afirmar que hay más estabilidad ya que hay presencia mayoritaria de fracciones peptizantes mezcladas. Los intervalos a tener en cuenta dentro de este índice son CU mayor a 0.9, serían crudos inestables; para un valor de CU menor a 0.7, pueden considerarse como crudos estables; y finalmente, para un rango entre 0.7 y 0.9, el valor de la estabilidad no estaría especificado. Adicionalmente, se realiza el estudio termodinámico llamado Diagrama De Boer, el objetivo de esta prueba es mostrar la dimensión del problema con la precipitación de los asfáltenos, se realiza determinando la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de saturación. Para la determinación de la precipitación es necesario tener en cuenta los siguientes criterios: establecer la diferenciación entre las múltiples presiones del depósito yacimiento y el llamado punto de burbuja del petróleo, determinar la densidad del fluido en el yacimiento y la saturación de los asfáltenos en a las condiciones in situ.
> Seguimiento al residual de nanopartículas: medición de la concentración residual en partes por millón de nanopartículas en los fluidos de retorno
> Seguimiento a pruebas de producción post-tratamiento.
> Tiempo de vida del tratamiento: se establece entre 6 meses y 1 año
3) Aplicar etapa 2 en los pozos que resulten candidatos según la etapa 1 para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos
k). Ejecutar el diseño para inhibición con nanofluidos teniendo en cuenta etapas 1 y 2 y aplicar los siguientes pasos:
> Proporcionar equipos, facilidades y química requerida para ejecución de la intervención de acuerdo a los diseños establecidos en la etapa 2. En caso de contingencias se debe aplicar la metodología "what if" (buscar en internet) (que pasa si, contingencias) para resolver cuando sea necesario
> Monitorear en tiempo real durante toda la operación de inhibición con nanofluidos el comportamiento de la presión y caudal de inyección para hacer seguimiento del comportamiento del fluido durante la intervención aun en los tiempos de remojo, se realiza un análisis en tiempo real tipo Pacaloni (ya definido) para analizar la reacción de los fluidos de tratamiento sobre el daño con el tiempo.
I) Realizar plan de muestreo de acuerdo a etapa 2i, se deben realizar las pruebas solicitadas sin ninguna excepción (tabla de muestreo). Adicionalmente, se deben realizar los siguientes monitoreos: medir perfil de viscosidad del aceite, concentración residual de nanopartículas en los fluidos de retorno y seguimiento al BSW (basic sediment and wáter, contenido de agua y sedimentos). m) Monitorear el comportamiento del pozo hasta 12 meses de manera posterior a la aplicación del tratamiento con nanofluidos, realizar muéstreos continuos de acuerdo a etapa 2i y pruebas de producción durante este periodo (medir volúmenes producidos por lo menos una vez al mes). El plan de muestro y el análisis a estas muestras se debe realizar hasta que se considere que se haya perdido el efecto de tratamiento en el pozo.
4) Evaluar resultados de la implementación de las intervenciones donde se usó nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos.
n) Aplicar etapa 2j para evaluar los criterios de falla/éxito construidos anteriormente y concluir.
o) Establecer si los datos obtenidos cumplen con lo planeado para definir donde sea aplicable la tecnología de nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos
p) La evaluación de criterio éxito falla se deben combinar con los resultados del plan de monitoreo establecido en la etapa 3m).

Claims

CAPITULO REIVINDICATORIO REIVINDICACIÓN 1. Método para Aplicación de Nanofluidos como Mejoradores de Permeabilidad Relativa al Aceite en Campos de Crudo Pesado y Extrapesado caracterizado porque comprende las siguientes etapas:
1 . Establecer condiciones generales para la aplicación de nanofluidos como se define en las siguientes subetapas: a) Identificar las fuentes del daño de formación entre Incrustaciones inorgánicas, depósitos orgánicos, Migración de finos y emulsiones. b) Cuantificar estos mecanismos de daño de formación mediante un software para obtener la magnitud de estos fenómenos. c) Seleccionar ambientes para aplicación.
d) Identificar y seleccionar a nivel de laboratorio los nanofluidos adecuados para el caso específico de cada campo.
2. Diseñar los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos con las siguientes subetapas: e) Seleccionar pozos candidatos. f) Diseñar el tratamiento de estimulación bajo los siguientes criterios:
> Definir tipos de tratamientos.
> Establecer secuencia de bombeo.
> Determinar radios de penetración en formación para cada sistema.
> Establecer los tiempos de remojo.
> Determinar los caudales de inyección.
g) Aplicar divergencia química o mecánica
h) Definir el mecanismo para la inyección de los tratamientos con nanofluidos entre tubería flexible sin equipo de mantenimiento o con él y i) Realizar el plan de muestreo.
j) Suministrar criterios de éxito/faya
3. Aplicar etapa 2 en los pozos que resulten candidatos según la etapa 1
k). Ejecutar el diseño para estimulación con nanofluidos de acuerdo a las etapas 1 y 2. De acuerdo a los siguientes pasos:
> Proporcionar equipos, facilidades y las sustancias químicas requeridas para ejecución de la intervención. > Monitorear en tiempo real durante toda la operación de estimulación con nanofluidos el comportamiento de la presión y caudal de inyección incluyendo los tiempos de remojo.
I) Realizar plan de muestreo de acuerdo a etapa 2i), realizar las pruebas requeridas.
m) Monitorear el comportamiento del pozo hasta 12 meses de manera posterior a la aplicación del tratamiento con nanofluidos, realizar muéstreos continuos de acuerdo a etapa 2i)
4. Evaluar resultados de la implementación de las intervenciones
n) Aplicar etapa 2j para evaluar los criterios de falla/éxito construidos. n) Analizar datos obtenidos
o) Combinar los criterios de éxito/ falla con los resultados del plan de monitoreo establecido en la etapa 3m
REIVINDICACIÓN 2. Método para Aplicación de Nanofluidos como Mejoradores de Permeabilidad Relativa al Aceite en Campos de Crudo Pesado y Extrapesado de acuerdo a la reivindicación 1 caracterizado porque la subetapa 2f) de diseñar el tratamiento de estimulación incluye combinaciones posibles de todos los tratamientos primarios y secundarios.
REIVINDICACIÓN 3. Método para Aplicación de Nanofluidos como Mejoradores de Permeabilidad Relativa al Aceite en Campos de Crudo Pesado y Extrapesado de acuerdo a la reivindicación 1 caracterizado porque en la subetapa 2f) los radios de penetración están entre 1 pie (0.3048000m) a 5 pies (1 .524000m) en formación. Para tratamientos secundarios el radio de penetración esta entre 1 pie (0.3048000m) a 3 pies (0.9144000m)
REIVINDICACIÓN 4. Método para Aplicación de Nanofluidos como Mejoradores de Permeabilidad Relativa al Aceite en Campos de Crudo Pesado y Extrapesado de acuerdo a la reivindicación 1 caracterizado porque en la subetapa 2f) el tiempo de remojo o contacto de los tratamientos en formación oscila entre 12 y 72 horas y para tratamientos secundarios 4 a 12 horas.
REIVINDICACIÓN 5. Método de Aplicación de Nanofluidos para Inhibición de Daño de Formación por Depósitos Orgánicos Tipo Asfáltenos en campos de crudo liviano e intermedio caracterizado porque se compone de las siguientes etapas:
1 . Establecer condiciones generales para la aplicación de nanofluidos como se define en las siguientes subetapas: a) Caracterizar las fuentes del daño de formación b) Realizar la cuantificación de los mecanismos de daño identificados en la sección anterior mediante un software que permita obtener la magnitud de estos fenómenos. c) Seleccionar ambientes para aplicación de la tecnología: d) Identificar a nivel de laboratorio los nanofluidos adecuados para el caso específico de cada campo (los nanofluidos son diseñados para condiciones específicas)
2. Diseñar los tratamientos para la intervención a pozos con nanofluidos con las siguientes subetapas: e) Seleccionar pozos candidatos:
> Seleccionar el pozo de acuerdo a la etapa 1 c)
> Cuantificar el potencial incremento en productividad y priorizar los mejores candidatos.
> Evaluación del estado mecánico del pozo f) Diseñar el tratamiento de estimulación bajo los siguientes criterios
> Definir tipos de tratamientos.
> Establecer secuencia de bombeo.
> Determinar radios de penetración en formación para cada sistema.
> Establecer los tiempos de remojo.
> Determinar los caudales de inyección.
g) Aplicar divergencia química o mecánica:
h) Definir el mecanismo para la inyección de los tratamientos que puede ser con tubería flexible sin equipo de equipo de mantenimiento o con él y realizar el plan de muestreo de los fluidos de retorno posterior a la intervención del pozo. i) Definición del plan de muestreo de los fluidos de retorno posterior a la intervención del pozo de acuerdo proceso de muestreo de estimulaciones e inhibiciones químicas.
j) Suministrar escenarios que permitan evaluar y definir cuando se obtenga un resultado satisfactorio o no.
3. Aplicar etapa 2 en los pozos que resulten candidatos según la etapa 1 para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos
k). Ejecutar el diseño para inhibición con nanofluidos teniendo en cuenta etapas 1 y 2.
> Proporcionar equipos, facilidades y química requerida para ejecución de la intervención
> Monitorear en tiempo real durante toda la operación de inhibición con nanofluidos el comportamiento de la presión y caudal de inyección
I) Realizar plan de muestreo de acuerdo a etapa 2i), realizar monitoreos: análisis SARA del aceite, concentración residual de nanopartículas en los fluidos de retorno y seguimiento al BSW.
m) Monitorear el comportamiento del pozo hasta 12 meses de manera posterior a la aplicación del tratamiento con nanofluidos, realizar muéstreos continuos de acuerdo a etapa 2i y pruebas de producción durante este periodo; medir volúmenes producidos por lo menos una vez al mes.
4) Evaluar resultados de la implementación de las intervenciones donde se usó nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos.
n) Aplicar etapa 2j para evaluar los criterios de falla/éxito construidos anteriormente y concluir.
o) Establecer si los datos obtenidos cumplen con lo planeado para definir donde sea aplicable la tecnología de nanotecnología para inhibición de daño de formación por depósitos orgánicos tipo asfáltenos p) La evaluación de criterio éxito falla se deben combinar con los resultados del plan de monitoreo establecido en la etapa 3m). REIVINDICACIÓN 6. Método de Aplicación de Nanofluidos para Inhibición de Daño de Formación por Depósitos Orgánicos Tipo Asfáltenos en campos de crudo liviano e intermedio de acuerdo a la reivindicación 5 caracterizado porque la subetapa 2f) los radios de penetración están entre 0.3048000m (1 pie) a 1 .524000m (5 pies) en formación, para tratamientos secundarios el radio de penetración 0.3048000m (1 pie) a 0.9144000m (3 pies), para el tratamiento de inhibición radios de penetración entre 0.9144000m (3 pies) a 3.048000m (10 pies)
REIVINDICACIÓN 7. Método de Aplicación de Nanofluidos para Inhibición de Daño de Formación por Depósitos Orgánicos Tipo Asfáltenos de acuerdo a la reivindicación 5 caracterizado porque de acuerdo a la subetapa 2f) el tiempo de remojo o contacto de los tratamientos en formación oscila entre 12 y 72 horas y para tratamientos secundarios 4 a 12 horas
REIVINDICACIÓN 8. Método de Aplicación de Nanofluidos para Inhibición de Daño de Formación por Depósitos Orgánicos Tipo Asfáltenos de acuerdo a la reivindicación 5 caracterizado porque de acuerdo a la subetapa 2f) en la velocidad de inyección de los tratamientos por unidad de tiempo, se utilizan caudales de inyección entre 0.05 bpm y 3 bpm (barriles por minuto), o máximo de 5 bpm.
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