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  • Lucas Evangelista

Investigación experimental de Potencial de Combinación de Control de Salinidad y Bio-surfactante

Updated: Mar 9

Investigación experimental de Potencial de Combinación de Control de Salinidad y Bio-surfactante CSBS en el proceso de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR)


Introducción

Estudios recientes han demostrado que las propiedades del agua pueden ser modificadas en base a la salinidad y la concentración, resultando en un incremento de la recuperación de petróleo en comparación con la inyección de agua convencional en donde se inyecta agua salada de formación. La inyección de agua de salinidad controlada es uno de los nuevos procesos de recuperación mejorada de petróleo (EOR por sus siglas en inglés) que está siendo objeto de interés en la industria del petróleo debido a su eficacia en el desplazamiento del petróleo, viabilidad, facilidad de aplicación, disponibilidad de agua, bajo capital y costos de operación.


Además, estudios han demostrado que combinando la inyección de agua de salinidad controlada con surfactantes químicos se puede aumentar la recuperación en comparación con la aplicación de cualquiera de estas técnicas por separado. Sin embargo, los surfactantes químicos representan un importante problema ya que necesitan ser tratados antes de ser aplicados. Por lo tanto, ha habido un aumento del interés en el estudio de surfactantes biológicos como sustitutos de los surfactantes químicos en los procesos de EOR.


El objetivo de este estudio fue investigar las aplicaciones potenciales de bio-surfactantes amigables con el ambiente, ramnolípidos y GreenZyme® combinados con el agua de salinidad controlada en el proceso de EOR. Esta investigación incluyó: test de solubilidad de los bio-surfactantes en una variedad de salinidades para chequear la compatibilidad con la salinidad de los reservorios petroleros, emulsificación y test de IFT (tensión superficial) en la interfase petróleo-salmuera a variadas salinidades, y efectos de mojabilidad testeados a través de imbibición espontánea. La combinación de estos bio-surfactantes con inyección de agua de salinidad controlada fue evaluada a través de experimentos exhaustivos de inundación de núcleo usando muestras de afloramientos de rocas carbonáticas, petróleo muerto y soluciones salinas sintéticas.


Materiales y preparación de muestras: 1) todas las soluciones salinas fueron preparadas con reactivos de sales de NaCl, CaCl₂, 2HCl₂, MgCl₂, 6H₂O y Na₂SO₄ de >95% de pureza; 2) El crudo usado es un petróleo muerto liviano del North Sea (Densidad 0.906 g/cc, Viscosidad 60.422 cp, API 24.75); 3) Concentración del bio-surfactante 1% wt.; 4)


Resultados Solubilidad del bio-surfactante: GreenZyme® se mantuvo en solución en todas las soluciones electrolíticas a todas las temperaturas testeadas.

Actividad de Emulsificación: la actividad de GreenZyme® resultó ser homogénea en el tiempo y fue observada una mayor propagación con el rango de salinidad. Inicialmente fue observada una correlación directa entre la actividad de emulsificación y la salinidad de la salmuera, hasta que alcanzó el equilibrio. Un efecto similar fue observado con las soluciones de salmuera. El índice de emulsión más alto fue de 50.00±4% con agua de salinidad controlada.


IFT: fue observada una reducción de tensión superficial entre el petróleo y la salmuera con el uso de GreenZyme®. Cuando la concentración se incrementó de 0% a 5%, el IFT se redujo de 15.56 mN/m a 2mN/m (reducción del 87%).


Mojabilidad: test de inibibición con solución de GreenZyme® demostró alteraciones de mojabilidad hacia el aumento de mojabilidad del agua, mientras que se probó que mejoraba la eficiencia con la adición de GreenZyme® al agua de salinidad controlada.


precipitacion de biosurfactante vs GreenZyme en distintas salinidades y sales, Universidad de Aberdeen

Pruebas de Desplazamiento:

  1. Inyección de salinidad controlada en 3 etapas: al principio las muestras fueron continuamente desplazadas con agua altamente salina, seguido por desplazamiento de agua de salinidad controlada y finalmente desplazamiento con agua de salinidad controlada mezclada con GreenZyme®. Se contabilizó un 71.45% de recuperación de petróleo con el primer desplazamiento, el segundo agregó un 12.07% y el tercero otro 1.86%, dando un total de 85.38%.

  2. Inyección de salinidad controlada en 2 etapas: primero las muestras fueron continuamente desplazadas con agua de salinidad controlada, seguido por desplazamiento con mezcla de agua de salinidad controlada y GreenZyme®. La recuperación de petróleo en el primer desplazamiento fue del 77.73%, mientras que el segundo agregó otros 3.87%, dando un total de 81.6%.


Conclusión

El estudio demostró el potencial de aplicación de la inyección de agua de salinidad controlada mezclada con GreenZyme® para mejorar la recuperación de petróleo a través de la inyección estratégica. Los resultados de este estudio también ayudarán a mejorar el entendimiento de los mecanismos subyacentes en este tipo de aplicación en los procesos de EOR.


Los resultados anteriormente mencionados demostraron que GreenZyme® trabaja en cualquier ambiente salino, puede emulsionar eficientemente los crudos, reduce eficazmente el IFT, altera la mojabilidad de la roca hacia el estado mojado con agua y enzimas y, por último, pero no menos importante, los experimentos de desplazamiento demostraron que GreenZyme® mejora la recuperación de petróleo.


Extracto SPE paper: SPE-193388-MS Conferencia internacional y exhibición anual, Nigeria, Agosto 2018

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