Protocolo experimental para la evaluación de microemulsiones que modifican la mojabilidad en el medio poroso. Aplicación a campos colombianos

Abstract

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

Cation Exchange Capacity in Mirador and Misoa Formation and the Effect in Enhanced Oil Recovery

“…In selecting a suitable surfactant for any EOR application, one of the criteria for economic success is minimizing surfactant loss to adsorption in the porous media. Factors affecting surfactant adsorption include temperature, pH, salinity, type of surfactant and types of solids found in the reservoir (Martin & Páez, 2017;Jaimes et al, 2019). Generally, the only factor that can be manipulated for EOR is the type of surfactant to be used; the other factors are determined by reservoir conditions (Taber et al, 1997in Schramm 2000.…”