CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

THE ROLE OF POLAR ORGANIC COMPONENTS IN DYNAMIC CRUDE OIL ADSORPTION ON SANDSTONES AND CARBONATES

ABSTRACT An appropriated wettability characterization is crucial for the successful implementation of waterflooding operations. Understanding how crude oil adsorption takes place on different mineral surfaces and how these processes impact reservoir wettability are essential aspects that can help unlock and produce large underground oil reserves. Polar organic components (POC) present in crude oil are surface-active molecules with high affinity towards mineral surfaces. POCs are quantified by the acid and base numbers (AN and BN) with units of mgKOH/g. The POC adsorption behavior is highly influenced by the type of minerals and brines present in the reservoir system. This study aims to shed light onto the most important features of oil adsorption on carbonates and sandstones mineral surfaces; particular attention is given to the role of acidic components. Therefore, outcrop sandstone and carbonate materials were used. The sandstone material contains various silicates, including quartz, Illite clay, and feldspars. The carbonate outcrop material came from the Stevns Klint quarry in Denmark and is considered a very pure calcium carbonate with minimum silicate impurities. Dynamic adsorption tests were performed at 50°C by injecting low asphaltene crude oils into core plugs, and AN and BN values of the effluent oil samples were measured and compared with the influent oil values. Furthermore, spontaneous imbibition (SI) tests were performed to assess the wettability impact of crude oil injection in oil flooded cores. The results showed that after crude oil injection, the cores became mix-wet. Confirmation of a reduction in capillary forces and a shift towards a less water-wet state was reported for both mineralogies, i.e., sandstones and carbonates. The acidic polar components had a substantial impact on carbonates wettability, while on sandstones, the experiments suggested that acidic polar components had a lower impact on wettability than that observed in the basic polar components.

RESUMEN Una caracterización apropiada de la mojabilidad es crucial para la implementación exitosa de las operaciones de inyección de agua en sistemas de yacimientos petrolíferos. Comprender cómo se lleva a cabo la adsorción de crudo en diferentes superficies minerales y cómo estos procesos afectan la mojabilidad del yacimiento son aspectos esenciales que pueden ayudar a desbloquear y producir grandes reservas de petróleo en el subsuelo. Los compuestos polares orgánicos (POC), por su sigla en inglés, presentes en el crudo son moléculas tensoactivas con alta afinidad hacia las superficies minerales. Los POC se cuantifican a través de los números ácido y base (AN y BN) con unidades de mgKOH/g. El comportamiento de adsorción de los POC está influenciado por el tipo de minerales y salmueras presentes en el sistema del yacimiento a caracterizar. Este estudio tiene como objetivo arrojar luz sobre las características más importantes de la adsorción de crudo en las superficies minerales puras de carbonatos y areniscas. Por lo tanto, se utilizaron materiales de afloramiento. El material de arenisca contiene varios silicatos, incluidos cuarzo, arcilla de tipo illita y feldespatos. El material del afloramiento de carbonato proviene de la cantera Stevns Klint en Dinamarca y se considera un carbonato de calcio muy puro con un mínimo de impurezas de silicato. Se realizaron pruebas de adsorción dinámica a 50°C en núcleos mediante la inyección de crudos con bajo contenido de asfaltenos, se midieron los valores de AN y BN de las muestras del efluente de crudo, y se compararon con los valores de petróleo previos a la inyección. Además, se realizaron pruebas de imbibición espontánea (SI), por sus siglas en inglés, para evaluar el impacto de la inyección de crudo en la mojabilidad de los núcleos usados. Los resultados mostraron que después de la inyección de crudo, los núcleos obtuvieron una mojabilidad mixta. Esto se confirmó al observar una reducción en las fuerzas capilares y un cambio hacia un estado menos mojado al agua para ambas mineralogías, i.e., areniscas y carbonatos. Los compuestos polares ácidos (AN) tuvieron un impacto significativo en la mojabilidad de los carbonatos, mientras que, en las areniscas, los resultados sugieren que los compuestos polares ácidos (AN) tuvieron un menor impacto en la mojabilidad que el observado en los compuestos polares básicos (BN).

EFFECT OF IONIC STRENGTH IN LOW SALINITY WATER INJECTION PROCESSES

ABSTRACT Low salinity water injection has been frequently studied as an enhanced oil recovery process (EOR), mainly due to promising experimental results and because operational needs are not very different from those of the conventional water injection. However, there is no agreement on the mechanisms involved in increasing the displacement of crude oil, except for the effects of wettability changes. Water injection is the oil recovery method mostly used, and considering the characteristics of Colombian oil fields, this study analyses the effect of modifying the ionic composition of the waters involved in the process, starting from the concept of ionic strength (IS) in sandstone type rocks. The experimental plan for this research includes the evaluation of spontaneous imbibition (SI), contact angles, and displacement efficiencies in Berea core plugs. Interfacial tension and pH measurements were also carried out. The initial scenario consists in formation water (FW), with total concentration of 9,800 ppm (TDS) (IS ~ 0.17) and a 27 °API crude oil. Magnesium and Calcium brine were also used in a first approach to assess the effect of the divalent ions. Displacement efficiency tests are performed using IS of 0.17, 0.08, and 0.05, as secondary and tertiary oil recovery and the recovery of oil increases in both scenarios. Spontaneous imbibition curves and contact angle measurements show variations as a function of the ionic strength, validating the displacement efficiencies. Interfacial tension and pH collected data evidence that fluid/fluid interactions occur due to ionic strength modifications. However, as per the conditions of this research, fluid/fluid mechanisms are not as determining as fluid/rock

RESUMEN La inyección de agua de baja salinidad ha sido frecuentemente estudiada como un proceso de recobro mejorado (EOR), principalmente debido a resultados experimentales prometedores y dado que las necesidades operacionales no son muy diferentes a las de la inyección de agua convencional. Sin embargo, no existe consenso en los mecanismos por los cuales mejora el desplazamiento de aceite, solo en que está relacionado con un efecto en la humectabilidad. La inyección de agua es el método de recobro más utilizado y, considerando las características de los campos Colombianos, este estudio analiza el efecto de modificar la composición iónica de las aguas involucradas en dicho proceso; partiendo del concepto de fuerza iónica (FI) y para rocas tipo areniscas. El diseño experimental para esta investigación incluye la evaluación de imbibiciones espontáneas (IS), ángulos de contacto y eficiencias de desplazamiento en rocas tipo Berea. También se considera la variación de la tensión interfacial y el pH. El sistema inicial se construyó con agua de formación con concentración total de 9.800 ppm (TDS) (FI ~ 0.17) y crudo de 27 °API. Salmueras de cloruro de Calcio y Magnesio también fueron utilizadas para evaluar el efecto de los iones divalentes. Pruebas de eficiencia de desplazamiento fueron realizadas con agua de fuerza iónica de 0.17, 0.08 y 0.05, en escenarios de recobro secundario y terciario, presentando aumento de la recuperación de aceite en ambos casos. Las mediciones de imbibición espontánea y de ángulos de contacto presentaron variación con la fuerza iónica, validando los resultados de eficiencia de desplazamiento. Las mediciones de tensión interfacial y pH indican interacciones fluido-fluido debidas al cambio en la fuerza iónica, sin embargo; para las condiciones de esta investigación, los mecanismos fluido-fluido no parecen tan determinantes como los fluido-roca.

PRACTICAL METHODOLOGY FOR INTERWELL TRACER APPLICATIONS

ABSTRACT Tracer technology has been used in the oil industry to investigate the fluid flow behavior into the reservoir. Using this technology is possible to obtain relevant data from the reservoir such as remaining oil accumulations, estimate volumetric sweep efficiency, define reservoir heterogeneities, identify flow channeling, and determine residual oil saturation (Sor). This technology has been one of the most useful tools for reservoir characterization for several decades. The tracer is injected in the injector well and then monitored in the producer wells through the tracer concentration measurements. Although many tracer studies have been documented for reservoir characterization, the available information and methodologies related to the design, implementation, and interpretation of tracer tests are limited or confidential. The goal of his article is to show a methodology for the design, execution, and interpretation of interwell tracer tests, which includes procedures for field implementation, sampling, and monitoring of these tests. Laboratory analysis using ultra-high-performance liquid chromatography is described in the experimental evaluation of tracer tests. Additionally, for a better understanding of the technology, examples of laboratory and field cases are presented.

RESUMEN La tecnología de trazadores se ha utilizado en la industria petrolera para investigar el comportamiento de flujo y las propiedades que controlan los procesos de desplazamiento del gas y del aceite en el yacimiento, para identificar acumulaciones remanentes de crudo, evaluar eficiencia volumétrica de barrido, definir heterogeneidades del yacimiento, identificar problemas de canalización en inyectores y determinar saturación residual de aceite (Sor). Esta tecnología es utilizada como herramienta para caracterizar yacimientos, consiste inicialmente en la inyección del trazador a través de un pozo inyector, seguido por un monitoreo de la concentración de trazador en los pozos productores previamente definidos. En Colombia se han desarrollado diferentes estudios de trazadores para la caracterización de yacimientos, sin embargo, la información y metodologías relacionadas con el diseño, implementación e interpretación de las pruebas de trazadores es limitada. Debido al alto costo que representa implementar este tipo de pruebas, limita su aplicación en procesos de recobro mejorado, especialmente en escenarios de precios bajos del crudo. Este artículo presenta una metodología para el diseño, ejecución e interpretación de trazadores entre pozos, que incluye la implementación de este tipo de pruebas en campo, el muestreo y seguimiento y el análisis en laboratorio a partir de cromatografía líquida de ultra alta resolución. También se incluyen conceptos generales, la clasificación de los diferentes trazadores comercializados en el mercado actual y se presentan dos casos de aplicación de esta metodología a nivel laboratorio y en campo.

CO₂ EOR WITH IN-SITU CO₂ CAPTURE, A NEUQUINA BASIN OXYCOMBUSTION CASE STUDY

ABSTRACT Given the growing interest in the capture and utilization of CO2 in recent years, several technologies have emerged that seek to generate CO2 in-situ at low cost. There are promising developments, which allow capturing CO2 with sufficient purity to be used for EOR. Oxycombustion has high potential in the region as this technology benefits from gas production with a high CO2 content, which significantly reduces the cost of capture. Additionally, carbon dioxide separation techniques such as air capture, fuel cells, amines and membranes are considered. Argentina has several fields, which produce gas with high CO2 content benefiting Oxycombustion economics. The paradigm change not only occurs in technology, but also in the implementation schemes. The vast majority of the development of CO2 EOR are carried out in the USA with very low CO2 costs and high availability. When considering the costs of CO2 per ton (metric ton) that could be obtained in Argentina, and financial variables such as high discount rates, it is clear that the injection model has to be optimized for these conditions. In order to optimize profitability, it is crucial to improve the payout time and the usage of CO2. In one hand, smaller slugs lead to better CO2 utilization rates (oil produced/CO2 injected) while larger slugs lead to faster oil production response. We observed that due to the high discount rates in the area, faster production response has a higher economic impact that sweep efficiency or breakthrough times. It seems to be better to sacrifice overall recovery factor in order to extract oil as soon as possible. Optimal injection schemes where found for different scenarios. Additionally, starting the project early is a key parameter for both technical and economic success. Another key technical difference is that the available CO2 volume for injection is constant due to the nature of these capture techniques. Unlike purchasing CO2 from a pipeline, where gas can be purchased as needed, Oxycombustion (or other capture methods) produces a continuous stream limiting injection flexibility. All produced CO2 must be injected as it is being produced and, until production gas reaches a CO2 content high enough to assure MMP, CO2 injection stream cannot exceed the maximum CO2 capture capacity. CO2 EOR has significant advantages over Chemical EOR due to its significant recovery factors and early response. Additionally, this technology applies to reservoirs of low permeability and / or high temperature where the polymer can have problems of injectivity or degradation.

RESUMEN Dado el creciente interés en la captura y utilización de CO2, en los últimos años surgieron varias tecnologías que buscan generar CO2 in-situ a bajo costo. En el caso de EOR existen novedades prometedoras, en especial la oxy-combustión, que permiten capturar CO2 con suficiente pureza para ser utilizado en proyectos de EOR. Esta tecnología se beneficia de producciones de gas con alto contenido de CO2 ya que permite abaratar significativamente los costos de captura. Adicionalmente, se consideran técnicas de separación de dióxido de carbono como la captura del aire, fuel cells, aminas y membranas. El cambio de paradigma no solo ocurre en la tecnología, sino también en los esquemas de implementación. La gran mayoría del desarrollo de CO2 EOR se lleva a cabo en los EE.UU. con costos de CO2 muy bajos y alta disponibilidad. Al considerar los costos de CO2 por tonelada (tonelada métrica) que podrían obtenerse en Argentina, y las variables financieras como las altas tasas de descuento, es claro que el modelo de inyección debe optimizarse para estas condiciones. Para optimizar la rentabilidad, es crucial mejorar el tiempo de pago y el uso de CO2. Por un lado, los colchones de CO2 más pequeños conducen a mejores tasas de utilización de CO2 (petróleo producido / CO2 inyectado), mientras que los colchones más grandes conducen a una respuesta de producción de petróleo más rápida. Observamos que, debido a las altas tasas de descuento en el área, una respuesta de producción más rápida tiene un mayor impacto económico que la eficiencia de barrido o el tiempo de breakthrough. Parece mejor sacrificar el factor de recuperación general para extraer el petróleo lo antes posible. Se encontraron esquemas de inyección óptimos para diferentes escenarios. Además, se concluyó que comenzar el proyecto temprano es un parámetro clave para el éxito técnico y económico. Otra diferencia técnica clave es que el volumen de CO2 disponible para inyección es constante debido a la naturaleza de estas técnicas de captura. A diferencia de la compra de CO2 de una tubería, donde se puede comprar gas según la necesidad del momento, la oxicombustión (u otros métodos de captura) produce una corriente continua que limita la flexibilidad de inyección. Todo el CO2 producido debe inyectarse mientras se produce y, hasta que el gas de producción alcance un contenido de CO2 lo suficientemente alto como para asegurar MMP, la corriente de inyección de CO2 no puede exceder la capacidad máxima de captura de CO2. CO2 EOR tiene ventajas significativas sobre Chemical EOR debido a sus importantes factores de recuperación y respuesta temprana. Además, esta tecnología se aplica a depósitos de baja permeabilidad y / o alta temperatura donde el polímero puede tener problemas de inyectividad o degradación.

DOWNHOLE HEATING AND HYBRID CYCLIC STEAM METHODS: EVALUATING TECHNOLOGIES FROM THE LABORATORY TO THE FIELD

ABSTRACT The development of heavy oil reservoirs under steam injection methods is facing multiple challenges due to the volatility of oil markets, energy efficiency, and new and stricter environmental regulations. This study aims to summarize the advances of a Research and Development (R&D) program established by Ecopetrol in 2018 to identify potential opportunities to improve the recovery performance of steam injection projects in heavy oil reservoirs in the Middle Valley Magdalena Basin (VMM) of Colombia. This paper summarizes an approach used to evaluate downhole heating and hybrid steam injection technologies assisted by basic benefit-cost ratios and energy and environmental indexes. Specifically, the methodology is described for the identification of optimum development plan scenarios for heavy oil wells. This study also summarizes recent advances in laboratory studies for the evaluation of hybrid steam flooding technologies (steam plus flue gas and solvents), and provides updates on the hybrid cyclic steam-foam pilot carried out in two VMM wells. The proposed approach represents a fast screening method that has proven to be valuable in supporting management decision-making to allocate resources for laboratory and engineering studies to evaluate thermal enhanced oil recovery (tEOR) technologies in Colombia. The proposed methodology has also contributed to reducing the implementation cycle of tEOR technologies following the reservoir analog description of reserve analysis. The latter was validated with the successful pilot results of the hybrid steam injection with foams implemented in July 2019.

RESUMEN La explotación de yacimientos de crudos pesados utilizando procesos de inyección de vapor cada vez presenta mayores retos dada la volatilidad de los precios del petróleo, eficiencias energéticas y nuevas y más estrictas regulaciones ambientales. En este sentido, el presente trabajo resume los avances de programa de Investigación y Desarrollo (I y D) establecido desde el 2018 para identificar oportunidades para mejorar la eficiencia de recobro de campos de crudos pesados en el Valle Medio del Magdalena (VMM), Colombia. Este trabajo resume la metodología de simulación numérica empleada para evaluar tecnologías de generación de calor de fondo y de métodos híbridos de inyección de vapor basados en indicadores económicos básicos e indicadores ambientales y energéticos. Específicamente, en este trabajo la metodología se describe en la identificación de posibles escenarios óptimos para el desarrollo de pozos de crudos pesados. Este estudio también resume los avances recientes de estudios de laboratorio de tecnologías híbridas (de inyección de vapor p.e. gases de combustión y solventes), así como una actualización de los resultados del piloto de inyección cíclica de vapor con espumas en dos pozos del VMM. La metodología propuesta representa una valiosa herramienta para apoyar decisiones a nivel gerencial, lo cual servirá de soporte al asignar y distribuir recursos para desarrollar estudios de laboratorio e ingeniería con el fin de evaluar las tecnologías de recobro mejorado térmico con mayor potencial para poder contribuir las necesidades energéticas de Colombia. Adicionalmente, esta metodología también contribuyó a reducir el ciclo de implementación de este tipo de tecnologías basados en la descripción del concepto de analogía de yacimientos de análisis de reservas. Lo anterior se valida con la implementación exitosa del piloto de inyección cíclica de vapor con espumas en Julio del 2019.

DOWNHOLE ELECTRIC HEATING OF HEAVY-OIL WELLS

ABSTRACT Downhole electric heating has historically been unreliable or limited to short, often vertical, well sections. Technology improvements over the past several years now allow for reliable, long length, relatively high-powered, downhole electric heating suitable for extended-reach horizontal wells. The application of this downhole electric heating technology in a horizontal cold-producing heavy oil well in Alberta, Canada is presented in this paper. The field case demonstrates the benefits and efficacy of applying downhole electric heating, especially if it is applied early in the production life of the well. Early production data showed 4X-6X higher oil rates from the heated well than from a cold-producing benchmark well in the same reservoir. In fact, after a few weeks of operation it was no longer possible to operate the benchmark well in pure cold-production mode as it watered out, whereas the heated well has been producing for twenty (20) months without any increase in water rate. The energy ratio, defined as the heating value of the incremental produced oil to the injected heat, is over 20.0, resulting in a carbon-dioxide footprint of less than 40 kgCO2/bbl, which is lower than the greenhouse gas intensity of the average crude oil consumed in the US. A numerical simulation model that includes reactions that account for the foamy nature of the produced oil and the downhole injection of heat, has been developed and calibrated against field data. The model can be used to prescribe the range of optimal reservoir and fluid properties to select the most promising targets (fields, wells) for downhole electric heating as a production optimization method. The same model can also be used during the execution of the project to explore optimal operating conditions and operating procedures. Downhole electric heating in long horizontal wells is now a commercially available technology that can be reliably applied as a production optimization recovery scheme in heavy oil reservoirs. Understanding the optimum reservoir conditions where the application of downhole electric heating maximizes economic benefits will assist in identifying areas of opportunity to meaningfully increase reserves and production in heavy oil reservoirs around the world.

RESUMEN Históricamente, el calentamiento eléctrico de pozos ha sido poco fiable o se ha limitado a secciones cortas, a menudo verticales. Las mejoras tecnológicas en los últimos años permiten un rendimiento muy confiable, de larga duración y relativamente alta potencia adecuada para pozos horizontales de largo alcance. En este documento se presenta la aplicación de esta tecnología de calentamiento eléctrico en un pozo horizontal de petróleo pesado en Alberta que producía previamente sin calentamiento (en frio). El caso de campo demuestra los beneficios y la eficacia de aplicar calentamiento eléctrico de pozos, especialmente si se aplica pronto en la vida de producción del pozo. Los primeros datos de producción mostraron tasas de petróleo 4X-6X más altas en el pozo calentado que en un pozo gemelo y próximo de referencia que produce "en frío" en el mismo yacimiento. De hecho, después de unas pocas semanas de funcionamiento el pozo de referencia dejo de producir, mientras que el pozo calentado ha estado produciendo durante veinte (20) meses sin ningún aumento en la tasa de agua. La relación de energía, definida como el valor energético del crudo producido incremental al calor inyectado, es superior a 20.0, lo que resulta en una huella de dióxido de carbono de menos de 40 kg CO2 / bbl, cantidad menor que la promedio del crudo producido en los Estados Unidos. Se ha desarrollado y calibrado un modelo de simulación numérica que incluye reacciones que tienen en cuenta la naturaleza espumosa del crudo producido con la inyección de calor en el fondo del pozo y se compararon con datos de campo. El modelo se puede usar para definir el rango de propiedades óptimas de yacimientos y fluidos para seleccionar los objetivos más prometedores (campos, pozos) para el calentamiento eléctrico de pozos como método de optimización de la producción. El mismo modelo también se puede utilizar durante la ejecución del proyecto para optimizar parámetros operacionales y procedimientos operativos. El calentamiento eléctrico de pozos horizontales es ya una tecnología comercialmente viable que se puede aplicar de manera segura como un método de recuperación mejorada en la producción en yacimientos de petróleo pesado. Comprender las condiciones óptimas de los yacimientos donde la aplicación del calentamiento eléctrica de pozos maximiza los beneficios económicos ayudará a identificar áreas de oportunidad para aumentar significativamente las reservas y la producción en yacimientos de petróleo pesado en todo el mundo.

HEAVY OIL AND HIGH-TEMPERATURE POLYMER EOR APPLICATIONS

ABSTRACT Polymer flooding represents the most common chemical enhanced oil recovery (CEOR) method used at commercial scale. In this process, the polymeric solutions (generally hydrolyzed polyacrylamide - HPAM) are injected to improve the oil/water mobility ratio (M). However, due to mechanical, chemical, bio, and thermal degradation, polymer viscosity losses can occur, causing a negative impact on oil sweep efficiency. In this case, biopolymers seem to be promising candidates in EOR applications with special structural characteristics, which result in excellent stability in harsh environments with high temperatures, ionic forces, and shear stresses. This paper presents the laboratory evaluation of Scleroglucan (SG) and a commercial sulfonated polyacrylamide (ATBS) in synthetic brine, representative of a Colombian heavy-oil field. The effects of ionic strength, pH, temperature, and shear degradation effects on polymer viscosity were also evaluated. For SG, the results reflect its tolerance to high salinities (0-5%wt), ionic strengths (Na+, K+, Ca2+, and Mg2+), shear rates (0-275,000 s-1), temperatures (30, 50, 80 and 100 °C), and pH variations (3-10). The biopolymer was capable of preserving its viscous properties and stability after of the effect of these variables. Finally, the target viscosity (set as 17 cp) was achieved with a lower concentration (2.7 times) than the ATBS polymer tested.

RESUMEN La inyección de polímeros representa la recuperación mejorada química de petróleo (CEOR, de sus siglas en inglés) más común utilizada a escala comercial. En este proceso, las soluciones poliméricas (generalmente poliacrilamida hidrolizada - HPAM) se inyectan para mejorar la relación de movilidad aceite/agua (M). Sin embargo, debido a las degradaciones mecánicas, químicas, biológicas y térmicas, pueden producirse pérdidas de viscosidad del polímero, lo que afecta negativamente la eficiencia de barrido de aceite. En este caso, los biopolímeros surgen como candidatos prometedores en aplicaciones EOR que tienen características estructurales especiales que les permiten exhibir una excelente estabilidad en ambientes hostiles con altas temperaturas, fuerzas iónicas y esfuerzos de corte. Este trabajo presenta la evaluación de laboratorio de Escleroglucano (SG) y una poliacrilamida sulfonada comercial (ATBS) en salmuera sintética representativa de un campo de petróleo pesado colombiano. También se evaluaron los efectos de la fuerza iónica, el pH, la temperatura y los efectos de degradación por esfuerzo de corte sobre la viscosidad del polímero. Para SG, los resultados reflejan su tolerancia a altas salinidades (0-5% en peso), fuerzas iónicas (Na+, K+, Ca2+ y Mg2+), velocidades de corte (0-275,000 s-1), temperaturas (30, 50, 80 y 10 °C) y variaciones de pH (3-10). El biopolímero fue capaz de preservar sus propiedades viscosas y estabilidad después de la afectación de estas variables. Finalmente, la viscosidad objetivo (establecida en 17 cP) se logró con una concentración más baja (2.7 veces) en comparación con el polímero ATBS evaluado.

USE OF NANOPARTICLES TO IMPROVE THERMOCHEMICAL RESISTANCE OF SYNTHETIC POLYMER TO ENHANCED OIL RECOVERY APPLICATIONS: A REVIEW

ABSTRACT Partially Hydrolyzed Polyacrylamide (HPAM) is the polymer most used in chemical enhanced oil recovery (cEOR) processes and it has been implemented in several field projects worldwide. Polymer injection has shown to be an effective EOR process. However, it has not been implemented massively due to HPAM polymer's limitations, mostly related to thermal and chemical degradation caused by exposure at high temperatures and salinities (HTHS). As an alternative, a new generation of chemically stable monomers to improve the properties of HPAM has been assessed at laboratory and field conditions. However, the use of enhanced polymers is limited due to its larger molecular size, large-scale production, and higher costs. One of the alternatives proposed in the last decade to improve polymer properties is the use of nanoparticles, which due to their ultra-small size, large surface area, and highly reactive capacity, can contribute to reduce or avoid the degrading processes of HPAM polymers. Nanoparticles (NPs) can be integrated with the polymer in several ways, it being worth to highlight mixing with the polymer in aqueous solution or inclusion by grafting or chemical functionalization on the nanoparticle surface. This review focuses on hybrid nanomaterials based on SiO2 NPs and synthetic polymers with great EOR potential. The synthesis process, characterization, and the main properties for application in EOR processes, were reviewed and analyzed. Nanohybrids based on polymers and silica nanoparticles show promising results in improving viscosity and thermal stability compared to the HPAM polymer precursor. Furthermore, based on recent findings, there are great opportunities to implement polymer nanofluids in cEOR projects. This approach could be of value to optimize the technical-economic feasibility of projects by reducing the polymer concentration of using reasonable amounts of nanoparticles. However, more significant efforts are required to understand the impact of nanoparticle concentrations and injection rates to support the upscaling of this cEOR technology.

RESUMEN La poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM) es el polímero más usado en procesos de recuperación mejorada de petróleo por métodos químicos (cEOR) y ha sido implementado a escala piloto y comercial alrededor del mundo. La inyección de polímero muestra ser efectiva en la recuperación de petróleo, pero esta técnica no se ha implementado masivamente debido a limitaciones de los polímeros de tipo HPAM que incluyen la degradación térmica y química causada principalmente por su exposición a altas temperaturas y salinidades (HTHS). Como alternativa, una nueva generación de polímeros que incluyen monómeros químicamente estables para mejorar las propiedades del HPAM han sido evaluados en condiciones de laboratorio y campo. Sin embargo, el uso de estos polímeros está limitado por tratarse de moléculas de mayor tamaño, producción a gran escala y sus altos costos. Una de las alternativas propuestas en la última década para mejorar las propiedades del polímero es el uso de nanopartículas, que, debido a sus propiedades de ultra bajo tamaño, gran área superficial y capacidad reactiva podrían ayudar a mitigar o evitar los procesos de degradación que presentan los polímeros de tipo HPAM. Las nanopartículas (NPs) se pueden incluir en la matriz polimérica de varias maneras, destacando el mezclado con el polímero en solución acuosa o la inclusión mediante injerto o funcionalización química del polímero en la superficie de la nanopartícula. Esta revisión se enfoca en nanomateriales híbridos basados en NP de SiO2 y polímeros sintéticos con gran potencial para aplicaciones EOR. Los procesos de síntesis, caracterización y las principales propiedades para su aplicación en procesos de EOR fueron revisados y analizados. Nanohibridos basados en polímeros y nanopartículas de sílice muestran resultados prometedores en la estabilidad térmica y la viscosidad comparados con los polímeros precursores. Además, basados en hallazgos recientes, hay grandes oportunidades para implementar nanofluidos base polímero en proyectos de recobro mejorado de petróleo. Este enfoque podría ser de gran valor para optimizar la factibilidad técnico económica de los proyectos reduciendo la concentración de polímero requerida usando una cantidad razonable de nanopartículas. Sin embargo, mayores esfuerzos son requeridos para entender el impacto de la concentración de nanopartículas y las tasas de inyección como soporte al escalado como tecnología de recobro mejorado.

POLYMERIC SURFACTANTS AS ALTERNATIVE TO IMPROVE WATERFLOODING OIL RECOVERY EFFICIENCY

ABSTRACT Chemical formulations, including surfactants, polymers, alkalis, or their combinations, are widely used in different oil recovery processes to improve water injection performance. However, based on challenging profit margins in most mature waterfloods in Colombia and overseas, it is necessary to explore alternatives that could offer better performance and greater operational flexibility than the conventional technologies used for enhanced oil recovery (EOR) processes. Polymeric surfactants are compounds widely used in the manufacture of domestic and industrial cleaning, pharmaceutical, cosmetic, and food products. These compounds represent an interesting alternative as they can simultaneously increase the viscosity in water solution and reduce the interfacial tension (IFT) in the water/oil system, which would increase the efficiency of EOR processes. This article shows a methodological evaluation through laboratory studies, numerical reservoir simulation, and conceptual engineering design to apply polymeric surfactants (Block Copolymer Polymeric Surfactants or BCPS) as additives to improve efficiency in water injection processes. Block copolymer type products of ethylene oxide (EO) - propylene oxide (PO) -ethylene oxide (EO) in aqueous solution were studied to determine their rheological and surfactant behavior under the operating conditions of a Colombian field. In the conditions studied, these products allow to reduce the interfacial tension up to 2x10-1 mN/m values and also cause a shear-thinning rheological behavior following the power law at very low shear rates (0.1 s-1 - 1 s-1), which corresponds to an increase up to three orders of magnitude in the capillary number (Nc). The IFT and the viscosity reached are maintained in wide ranges of salinity, BCPS concentration, and shear rates, making it a robust performance formulation. In a model porous medium, BCPS tested have moderate adsorption, less than conventional surfactants but higher than HPAM polymers, in any way allowing a favorable wettability condition. Additionally, it was observed that they offer a resistance factor up to 16 times, causing greater displacement efficiency than water injection, allowing better sweeping in low permeability areas without injectivity restrictions. Numerical simulation shows that it is possible to reach incremental production up to 238,5 TBO by injecting a continuous slug of 0.15 pore volumes of BCPS and HPAM, each with 2,000 ppm concentration and a flow rate of 2,500 BPD. As BCPS are simple handling and dilution products, these could be injected directly in water injection flow using a high precision dosing pump with high pressure and flow rate operational variables.

RESUMEN Formulaciones químicas incluyendo surfactantes, polímeros, álcalis o combinaciones de los mismos, han sido ampliamente usadas en diferentes procesos de recobro mejorado de petróleo para hacer más eficientes los procesos de inyección de agua. Sin embargo, en función de los retos del bajo margen de rentabilidad de la mayoría de proyectos maduros de inyección de agua en Colombia y en el mundo, se hace necesario explorar alternativas que ofrezcan mejor desempeño y mayor flexibilidad operativa que las tecnologías convencionales para procesos de recobro. Los surfactantes poliméricos son compuestos ampliamente usados para la elaboración de productos domésticos e industriales de limpieza, farmacéuticos, cosméticos y alimentos. Estos compuestos representan una interesante alternativa, ya que pueden proveer simultáneamente un incremento en la viscosidad del agua y causar una reducción de la tensión interfacial en sistemas agua/aceite, lo cual aumentaría la eficiencia de los procesos de recobro mejorado de petróleo. Este artículo describe una evaluación metodológica a través de estudios de laboratorio, simulación numérica de yacimiento e ingeniería conceptual de la aplicación de surfactantes poliméricos como aditivos para mejorar la eficiencia en procesos de inyección de agua. Productos de tipo copolímero en bloques óxido de etileno (EO) - óxido de propileno (PO) - óxido de etileno (EO) en solución acuosa (BCPS) fueron estudiados para determinar su comportamiento reológico y poder tensioactivo en condiciones de aplicación de yacimiento Colombiano. Bajo las condiciones evaluadas estos productos permiten reducir la tensión interfacial (IFT) hasta el orden de 2x10-1mN/m con un comportamiento reológico pseudoplastico que sigue la ley de potencia en esfuerzos de corte muy bajos (0,1 s-1 - 1 s-1), lo cual corresponde con un aumento de hasta tres órdenes de magnitud en el número capilar. La tensión interfacial y la viscosidad alcanzada se mantienen en amplios rangos de salinidad, concentración de producto y esfuerzos de corte, haciéndola una formulación de desempeño robusto. En medio poroso modelo, estos productos tienen adsorción moderada, menor que los surfactantes convencionales, pero mayor que las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM), permitiendo la obtención de una condición de mojabilidad favorable. Adicionalmente, se observó que ofrecen un factor de resistencia de hasta 16 veces causando una mayor eficiencia de desplazamiento comparada con la inyección agua, permitiendo barrer mejor las zonas de baja permeabilidad sin restricción de inyectividad en las condiciones evaluadas. La simulación numérica permitió establecer que se puede alcanzar una producción incremental de petróleo de hasta 238500 barriles correspondiente a 8,2% de factor de recobro incremental inyectando un bache de BCPS seguido por un bache de HPAM de 0,15 VP cada uno a una concentración de 2000 ppm y tasa de flujo de 2500 BPD. Tratándose de un aditivo de fácil manejo y disolución, el producto puede ser dosificado directamente en la línea de inyección de agua hacia el pozo, por medio de una bomba dosificadora de alta precisión y con variables operativas de alto caudal y presión.

CFD SIMULATION OF HPAM EOR SOLUTIONS MECHANICAL DEGRADATION BY RESTRICTIONS IN TURBULENT FLOW

ABSTRACT Polymer flooding is a widely used enhanced oil recovery (EOR) technology. The purpose of the polymer is to increase water viscosity to improve reservoir sweep efficiency. However, mechanical elements of the polymer injection facilities may impact the viscosity of the polymer negatively, decreasing it drastically. Mechanical degradation of the polymer occurs in case of flow restrictions with abrupt diameter changes in valves and control systems. Such flow restrictions may induce mechanical stresses along the polymer chain, which can result in its rupture. In this research, physical experiments and numerical simulations using CFD (Computational Fluid Dynamics) were used to propose a model for estimating the mechanical degradation for the flow of polymer solutions. This technique involves the calculation of velocity gradients, pressure drawdown, and polymer degradation of the fluid through geometry restriction. The simulations were validated through polymer injection experiments. The results show that with the greater volumetric flow and lower effective diameters, there is more mechanical degradation due to polymer shearing; nonetheless, this depends on the rheology properties inherent in each polymer in an aqueous solution. This method is suitable to estimate the mechanical degradation of the polymer solution in flooding facilities and accessories. Further, the results obtained could enhance the use of the polymer, calculating its actual mechanical degradation, minimizing it, or using it to support the development of new accessories.

RESUMEN La inyección de polímeros es un método de recobro de petróleo ampliamente utilizada. El propósito del polímero es incrementar la viscosidad del agua para mejorar la eficiencia de barrido, sin embargo, el paso del fluido por algunos equipos de las facilidades de inyección puede impactar la viscosidad del polímero, disminuyéndola drásticamente. La reducción de la viscosidad es debido a la degradación mecánica del polímero que ocurre en las restricciones del flujo donde hay cambios abruptos de diámetro como en válvulas y sistemas de control. Estas restricciones de flujo inducen altos esfuerzos mecánicos o de corte en la cadena del polímero, que pueden resultar en el rompimiento de estas. Experimentos y simulaciones numéricas usando Dinámica de Fluidos Computacional fueron realizadas para proponer un modelo que estime la tasa de degradación mecánica para el flujo de soluciones poliméricas, que involucran el cálculo de gradientes de velocidad, caídas de presión y degradaciones de polímero en el paso del fluido a través de geometrías de equipos que presentan restricciones al flujo. Las simulaciones fueron validadas mediante comparaciones con los resultados de las pruebas de laboratorio. Los resultados muestran que a mayores flujos volumétricos y menores diámetros efectivos de restricción se producen mayores degradaciones mecánicas por cizallamiento del polímero, sin embargo, esto depende de las propiedades reológicas propias de cada polímero en solución acuosa. El modelo desarrollado es muy útil para estimar la degradación mecánica del polímero en su paso por instalaciones y equipos de las facilidades de inyección, además los resultados obtenidos podrían optimizar el uso del polímero calculando la degradación mecánica real de cada polímero y minimizándola o como soporte en el diseño de nuevos equipos o accesorios con menor degradación mecánica.

EXPERIMENTAL EVALUATION OF THE MECHANICAL DEGRADATION OF HPAM POLYMERIC SOLUTIONS USED IN ENHANCED OIL RECOVERY

ABSTRACT With the design of experiments (DoE), this study analyses the influence of physical (capillary diameter and pressure drop) and chemical variables (salinity, polymer concentration, and molecular weight) on the mechanical degradation of partially hydrolyzed polyacrylamide-type polymer solutions (HPAM) used in enhanced oil recovery processes. Initially, with the help of a fractional factorial design (2k-p), the variables with the most significant influence on the polymer's mechanical degradation were found. The experimental results of the screening demonstrate that the factors that statistically influence the mechanical degradation are the molecular weight, the diameter of the capillary, and the pressure differential. Subsequently, a regression model was developed to estimate the degradation percentages of HPAM polymer solutions as a function of the significant factors influencing the mechanical degradation of polymer solutions. This model had a 97.85% fit for the predicted values under the experimental conditions. Likewise, through the optimization developed by the Box Behnken response surface methodology, it was determined that the pressure differential was the most influential factor. This variable was followed by the capillary diameter, where less than 50% degradation rates are obtained with low polymer molecular weight (6.5 MDa), pressure differentials less than 500 psi, and diameters of the capillary greater than 0.125 inches.

RESUMEN Este estudio evaluó mediante un diseño experimental la influencia de las variables físicas (diámetro de capilar y caída de presión) y químicas (salinidad, concentración de polímero y peso molecular), en la mecánica de soluciones poliméricas tipo poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM) utilizadas en procesos de recobro mejorado de crudo. Inicialmente, se realizó un diseño factorial fraccionado (2k-p), para determinar las variables con mayor influencia sobre la degradación mecánica del polímero. Los resultados experimentales del cribado indican que los factores que influyen estadísticamente en la degradación mecánica son el peso molecular, el diámetro del capilar y el diferencial de presión. Posteriormente, se desarrolló un modelo de regresión que permite estimar los porcentajes de degradación de soluciones poliméricas HPAM en función de los factores significativos con influencia en la degradación mecánica de las soluciones poliméricas. Este modelo tuvo un ajuste del 97.85% para los valores predichos bajo las condiciones experimentales. Asimismo, mediante la optimización desarrollada por la metodología de superficie de respuesta Box Behnken, se determinó que el diferencial de presión fue el factor más influyente, seguido del diámetro del capilar, donde las tasas de degradación inferiores al 50% se obtienen con polímero de bajo peso molecular (6,5 MDa), diferenciales de presión inferiores a 500 psi y capilares con diámetros superiores a 0,125 pulgadas.