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Type: Artigo
Title: Assessment of a surfactant- polymer formulation for conditions in a colombian field
Title Alternative: Evaluación de una formulación de surfactante-polímero para las condiciones de un campo colombiano
Author: Tapias-Hernández, Fabián-Andrés
Moreno, Rosangela Barros Zanoni Lopes
Abstract: The surfactant-polymer (SP) process is one of the Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) methods used in the industry. It has been continuously studied; however, it is still a challenge for the petroleum industry due to the difficulty to design the solution to be injected and forecast process performance. This paper is intended to contribute to the design of fluids used in an SP process based on some previously known properties and conditions. Hence, reservoir and fluid properties of a Colombian Field were used as reference parameters to select the polymer and surfactant. Then, the effects of salts, temperature, and surfactant on tailor-made polymer solutions were determined through a rheological study. Ostwald-de Waele and Carreau-Yasuda models adjusted the measured viscosity data against shear rate, while Arrhenius equation fitted viscosity values at 7,8 s-1 against temperature. The surfactant performance was analyzed using phase behavior tests, and the Chun Huh equations determined the interfacial tension (IFT) values. The Bancroft's rule was used as a qualitative verification tool of the kind of micro- emulsion formed. From rheology, we concluded that the viscous modulus is predominant for all polymer solutions, and the fluid thickness is reduced due to the presence of divalent cations and raise on temperature, salts or surfactant concentration. On the other hand, the observed phase behavior corresponded to a transition Winsor II to I without finding any Winsor III micro-emulsion. Therefore, some criteria were proposed to select the optimal conditions. For the desired conditions, the reduction of IFT reached values ranging in magnitudes of 10-3 to 10-4 [mN/m]. These values are usually associated with an improved oil recovery factor
metadata.dc.description.abstractalternative: El proceso de inyección de surfactante-polímero (SP) es uno de los conocidos métodos de recuperación mejorada con químicos (CEOR). Este método ha sido continuamente estudiado; sin embargo, aún constituye un desafío en la industria del petróleo debido a la dificultad de diseñar la solución a ser inyectada y predecir su comportamiento. Este trabajo pretende contribuir en el diseño de los fluidos a ser usados en un proceso de SP basándose en algunas propiedades y condiciones previamente conocidas. Para ello, las propiedades del yacimiento y del fluido de un campo colombiano se utilizaron como parámetros de referencia para seleccionar el polímero y el surfactante. Luego, se determinaron los efectos de las sales, temperatura y el surfactante en soluciones de polímero hechas a medida mediante un estudio reológico. Los modelos de Ostwald-de Waele y Carreau-Yasuda ajustaron los valores de viscosidad medidos en función de la velocidad de corte, mientras que la ecuación de Arrhenius ajustó los valores de viscosidad a 7.8 s-1 en función de la temperatura. El desempeño del surfactante se analizó mediante pruebas de comportamiento de fase, y por medio de las ecuaciones de Chun Huh se determinaron los valores de tensión interfacial (IFT). La regla de Bancroft se usó como una herramienta de verificación cualitativa del tipo de microemulsión formada. A partir de la reología, llegamos a la conclusión de que el módulo viscoso es predominante para todas las soluciones de polímeros, y el aumento de viscosidad del fluido se reduce debido a la presencia de cationes divalentes e incrementos en la temperatura, salinidad o concentración de surfactante. Por otra parte, el comportamiento de fases observado correspondió a una transición de Winsor II a I sin encontrar una región de Winsor III. Por lo tanto, se propusieron algunos criterios para seleccionar las condiciones óptimas. Para las condiciones deseadas, la reducción de IFT alcanzó valores que varían en magnitudes de 10-3 a 10-4 [mN/m]. Estos valores son generalmente asociados con un incremento en el factor de recuperación de petróleo
Subject: Polímeros
Country: Colômbia
Editor: Ecopetrol
Rights: Aberto
Identifier DOI: 10.29047/01225383.152
Address: http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832019000100047
Date Issue: 2019
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