EVALUACIÓN TEÓRICA Y EXPERIMENTAL DE LA GENERACIÓN DE EMULSIONES Y SU EFECTO SOBRE LA FORMACIÓN_ Escuela de Verano.pptx

IV ESCUELA DE VERANO
PRODUCTIVIDAD DE YACIMIENTOS
Medellín, 2015
VI ESCUELA DE VERANO
Recobro y Productividad: La Agenda
para Afrontar la Curva de Declinación
de Hidrocarburos en Colombia
Medellín, Mayo 2017
Evaluación Teórica y Experimental de la Generación de
Emulsiones y su Efecto sobre la Formación
Presentado por
Daniel López1, Cristian Beltran2, Germán Charry3, Alejandro
Restrepo4, Farid Cortés1
1 Grupo de Investigación en Fenómenos de Superficie - Michael Polanyi
2 Grupo de Investigación en Yacimientos de Hidrocarburos.
3 Pacific Exploration & Production.
4 Equion Energía.
Universidad Nacional de Colombia – Sede Medellín
Mayo 2017

 Contenido
Medellín, 2015
1. Introducción
2. Clasificación de emulsiones
3. Agentes estabilizadores de emulsiones
4. Metodología
5. Caracterización de fluidos
6. Réplica de la emulsión
7. Inyección en medio poroso

 Introducción
80% Crudo Producido
está Emulsionado! [1]
Bloqueo por
Emulsión
0
5
10
15
20
25
30
0
20
40
60
80
100
1 1000
Porcentaje
(%)
Porcentaje
(%)
Diámetro (nm)

 Clasificación de Emulsiones
En función de:
Salmuera
Crudo
Emulsificante

 Agentes Estabilizadores de Emulsiones
 Crudo
Asfaltenos [2-6]
Resinas [3-6]
Parafinas [6-7]
Ac. Naftenicos [6,8-10]
Red Entrecruzada de
Agregados

 Agua
Sólidos Totales (ST)
Sólidos Suspendidos (SS)
[2,11]
Sólidos Disueltos (SD)
[12,13]
Todo aquel compuesto diferente al agua
• Sólidos orgánicos precipitados (Asfaltenos-
parafinas).
• Escamas Inorgánicas. (CaCO3, CaSO4)
• Partículas desprendidas del yacimiento
(Arena, arcilla).
• Partículas introducidas durante la
perforación, producción y estimulación.
• Cationes:
Na+
K+
Ca2+
Mg2+
Ba2+
Fe2+
• Aniones:
Cl-
SO4
-2
HCO3
-
• Partículas
Coloidales

 Agua
Sólidos Suspendidos (SS) [2,6,14,15]
Tamaño de Partícula
• Partículas pequeñas
forman estructuras
con mayor rigidez e
impedimento
estérico
Humectabilidad de la
Partícula
• Partículas con
humectabilidad
mixta tienen mayor
capacidad de
estabilización
Sólidos Disueltos (SD) [6,12,16]
Escala
pH
pH
• Determina la
distribución de
cargas en la
interfase
Disociación ácidos
orgánicos
• Influencia la
ionización y
formación de
compuestos
tensoactivos en la
interfase
< 1 µm
Hidrofílica Hidrofóbica
Mixta

HERMLE
 Metodología
 Recepción de Fluidos
Emulsión
Agua de
Formación
Agua de
Formación
Emulsión
Crudo
12 horas
4500 rpm

 Caracterización de Fluidos
 Emulsión
Gravedad API
Destilación Simulada
(ASTM D2887)
Análisis SARA (IP 469)
Reología
BSW (ASTM D96)
Agua por Destilación.
(ASTM D95-13e1)
Distribución de Tamaño de
Gota
Reología
 Crudo

 Agua de Formación
Densidad (ASTM D854)
Determinación de pH
(ASTM D70)
Turbidez (SM 2130 B)
Sólidos Totales (SM 2540 B)
Alcalinidad Total (SM 2320 B)
Contenido de Hierro (ASTM
D1068A)
 Salmuera Sintética
Densidad (ASTM D854)
Determinación de pH
(ASTM D70)
Elemento
Concentración
(mg/L)
Cl 3176
Na 2305
K 278,9
Ca 424,5
Mg 30,7
HCO3- 1586
Ba 0,48
SO4- 291
Tabla 1. Formulación química de la salmuera sintética.

 Réplica de la Emulsión VI ESCUELA DE VERANO
Agua de
Formación
Crudo
Salmuera
Sintética
 Relación Agua/Aceite equivalente al agua en la emulsión original.
Estudio de la naturaleza del agua con salmuera sintética.
 Variación en la Tasa de Agitación: 500 - 24000 RPM.
 Evaluación del comportamiento reologico y la distribución de tamaño de
gota para su comparación con la emulsión original

 Desplazamiento
Inyección
Salmuera
Inyección
Aceite
Construcción de
K absoluta
Curvas
Base
Construcción de
Ko a Swr
Condiciones de la prueba
Presión de sobrecarga (psi) 5800
Presión de poro (psi) 1500
Temperatura (°F) 185
Caudal de inyección (cm3/min) 0.1
Datos de la muestra
Longitud (cm) 3.265
Diámetro (cm) 2.563
Volumen poroso (cm3) 2.95
Porosidad (%) 18
Tabla 2. Información del núcleo y condiciones de prueba
para la inyección de emulsión.

 Emulsión
• El contenido de sólidos presentes en la
emulsión equivale al 1 %v/v.
• Comportamiento pseudoplástico para la
emulsión original. Viscosidad de 66.79 a 50 s-1
y 25°C.
• La relación Agua/Aceite es de 15/85.
BSW (%v/v) 15.9
Tamaño de Gota (µm)
D10 2.06
D50 2.83
D90 3.72
Agua por Destilación (%v/v) 14.9
Figura 1. a) Distribución de tamaño de gota de la emulsión, b)
Viscosidad del fluido en función de la tasa de corte. Temperatura:
25°C
Tabla 3. Tamaño de gota, contenido de agua y solidos de la emulsión
0
20
40
60
80
100
120
0 20 40 60 80 100
Viscosidad
(cP)
Tasa de corte (s-1)
Emulsión 25°C
Crudo 25°C
Agua de Formacion 25°C
Herschell-Bulkley
0
1
2
3
4
5
0 2 4 6
Porcentaje
(%)
Diámetro de Gota(µm)
Original Emulsion

 Crudo
Propiedad Crudo
°API @ 60°F 30,8
Número TAN
(mg KOH/g)
0.014
Viscosidad @25°C,
50s-1 (cP)
31.4
Análisis SARA
Saturados (%) 47,71 ± 0,33
Aromáticos (%) 9,09 ± 0,36
Resinas (%) 34,68 ± 0,91
Asfaltenos (%) 8,52 ± 0,45
0
20
40
60
80
100
0 2 4 6
Número
de
Carbonos
Fracción (wt%)
Tabla 4. Propiedades físico-químicas del crudo
Figura 2. Curva SIMDIST del crudo separado.
• Contenido alto de hidrocarburos
intermedios C20-C60
• Se descarta la presencia de ácidos
naftenicos debido al bajo número TAN
obtenido.
• Evaluación de la estabilidad de los
asfaltenos a través del índice de
Inestabilidad Coloidal
𝐶𝐼𝐼 =
𝑆𝑎𝑡 + 𝐴𝑠𝑓
𝐴𝑟 + Re𝑠
• CII=1.28. Los asfaltenos se
encuentran inestables.

 Agua de Formación
Tabla 4. Propiedades físico-químicas del agua de formación
Propiedades Agua
Formación
Densidad (mg/L) 1,45
Viscosidad @25°C, 10 s-1(cP) 3,67
pH 6,67
Turbiedad (NTU) 791
Sólidos Totales (ST) (mg/L) 9465
Sólidos Disueltos (SD) (mg/L) 7200
Sólidos Suspendidos (SS) (mg/L) 2265
Alcalinidad Total (mg/L CaCO3) 2100
Contenido de Hierro (mg/L) 112,2
• Turbiedad: Asociado a solidos suspendidos
y coloidales. Valores típicos en aguas de
producción <400 NTU.
• Sólidos Suspendidos: Intervalo típico
1.2-1000 mg/L
• Sólidos Disueltos: Iones disueltos y
solidos coloidales con tamaño <0.45 µm.
• Alcalinidad: Especies básicas que pueden
neutralizar especies acidas agregadas al agua
( ácidos orgánicos)
• Hierro: En forma coloidal, fortalece la
rigidez de las gotas de agua y su estabilidad.
Concentraciones típicas entre 0.1-100 mg/L
Propiedades Agua
Sintética
Densidad (mg/L)
pH 8.25
Tabla 5. Propiedades físico-químicas del agua sintética.

 Réplica de la Emulsión
0
20
40
60
80
100 1000 10000
Tamaño
de
gota
(µm)
Shear rate (RPM)
0
1
2
3
4
5
0 2 4 6
Porcentaje
(%)
Diámetro de Gota(µm)
Original Emulsion
20000 RPM
24000 RPM
50
60
70
80
90
100
0 50 100
Viscosidad
(cP)
Tasa de corte (s-1)
Emulsión 25°C
Emulsión Replicada
25°C
Herschell-Bulkley
Emulsión Original
2000 RPM
Herschell-Bulkley
• Selección de la tasa de agitación crítica para la formación de la emulsión a
condiciones de laboratorio a partir del tamaño de gota y el comportamiento
reológico.
• Una tasa de agitación de 20000 RPM genera la formación de gotas de tamaño
similar a la emulsión original.
• El comportamiento reológico de la emulsión formada a 20000 RPM presenta un
comportamiento similar a la emulsión original. Viscosidad de 63.365 a 50 s-1 y 25°C.
Figura 3. a)Tamaño de gota de la emulsión W/O en función de la tasa de agitación de los fluidos, b) distribución de tamaño de gota para la
emulsión original y con variación en la tasa de agitación, c) Viscosidad de la emulsión original y la réplica a 20000 RPM en función de la tasa
de corte. Temperatura: 25°C

 Réplica de la Emulsión
• Los asfaltenos determinan la emulsificación
del agua en el crudo, debido a la formación de
emulsiones en ambos sistemas.
• El contenido de material suspendido y
coloidal con tamaño <1 µm en el agua de
formación contribuye a la impedancia de las
gotas.
• Con información de producción en el pozo,
características petrofísicas del medio y la
Ecuación de Civan, se puede calcular la
tasa de corte en función del radio de
investigación y su tamaño de gota asociado
Figura 4. a) Tamaño de gota de la emulsión W/O en función de la tasa
de agitación de los fluidos y la naturaleza del agua, b) registro
fotográfico de las gotas de agua en la emulsión original
0
5
10
15
20
25
30
1000 10000
Tamaño
de
gota
(µm)
Shear rate (RPM)
Agua de Formación
Salmuera Sintética

 Inyección en Medio Poroso
Figura 5. Cambio en la presión diferencial por el flujo de la emulsión
a través del núcleo.
0
400
800
1200
1600
2000
0 5 10 15
Presión
Diferencial
(psi)
Volumen Poroso
0
300
600
900
1200
1500
0 5 10 15 20 25
Presión
Diferencial
(psi)
Volumen poroso
• Las fluctuaciones en la presión diferencial
durante la inyección de emulsión se asocian al
bloqueo y desbloqueo de las gargantas porales.
• Con gargantas de poro entre 6.8 y 9.2 µm, y un
tamaño de gota de 2.89 µm, las gargantas
porales eventualmente son puenteados y/o
bloqueado. Se concluye un Bloqueo por
Emulsión.

 Referencias
Medellín, 2015
[1] L. Xia, S. Lu, and G. Cao, "Stability and demulsification of emulsions stabilized by asphaltenes or
resins," Journal of colloid and interface science, vol. 271, pp. 504-506, 2004
[2] D. M. Sztukowski, M. Jafari, H. Alboudwarej, and H. W. Yarranton, "Asphaltene self-association
and water-in-hydrocarbon emulsions," Journal of colloid and interface science, vol. 265, pp. 179-186, 2003.
[3] M. Li, M. Xu, Y. Ma, Z. Wu, and A. A. Christy, "Interfacial film properties of asphaltenes and
resins," Fuel, vol. 81, pp. 1847-1853, 2002.
[4] C. A. Franco, M. M. Lozano, S. Acevedo, N. N. Nassar, and F. B. Cortés, "Effects of resin I on
asphaltene adsorption onto nanoparticles: a novel method for obtaining asphaltenes/resin isotherms," Energy
& Fuels, vol. 30, pp. 264-272, 2015.
[5] P.-C. Schorling, D. Kessel, and I. Rahimian, "Influence of the crude oil resin/asphaltene ratio on the
stability of oil/water emulsions," Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, vol. 152,
pp. 95-102, 1999.
[6] S. Kokal, "Crude oil emulsions: A state-of-the-art review," in SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, 2002.
[7] O. Mouraille, T. Skodvin, J. Sjöblom, and J.-L. Peytavy, "Stability of water-in-crude oil emulsions:
role played by the state of solvation of asphaltenes and by waxes," Journal of dispersion science and
technology, vol. 19, pp. 339-367, 1998
[8] M. H. Ese and P. K. Kilpatrick, "Stabilization of water‐in‐oil emulsions by naphthenic acids and
their salts: Model compounds, role of pH, and soap: acid ratio," Journal of Dispersion Science and Technology,
vol. 25, pp. 253-261, 2004.
[9] G. Rousseau, H. Zhou, and C. Hurtevent, "Calcium carbonate and naphthenate mixed scale in deep-
offshore fields," in International Symposium on Oilfield Scale, 2001
[10] M. H. Ese and P. K. Kilpatrick, "Stabilization of water‐in‐oil emulsions by naphthenic acids and
their salts: Model compounds, role of pH, and soap: acid ratio," Journal of Dispersion Science and Technology,
vol. 25, pp. 253-261, 2004.
[11] N. Yan, M. R. Gray, and J. H. Masliyah, "On water-in-oil emulsions stabilized by fine solids,"
Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, vol. 193, pp. 97-107, 2001.

 Referencias
Medellín, 2015
[12] S. Poteau, J.-F. Argillier, D. Langevin, F. Pincet, and E. Perez, "Influence of pH on stability and
dynamic properties of asphaltenes and other amphiphilic molecules at the oil− water interface," Energy &
Fuels, vol. 19, pp. 1337-1341, 2005
[13] A. Fakhru’l-Razi, A. Pendashteh, L. C. Abdullah, D. R. A. Biak, S. S. Madaeni, and Z. Z. Abidin,
"Review of technologies for oil and gas produced water treatment," Journal of hazardous materials, vol. 170,
pp. 530-551, 2009.
[14] R. Pal, Y. Yan, J. Masliyah, and L. Schramm, "Emulsions: fundamentals and applications in the
petroleum industry," Advances in Chemistry Series, vol. 231, pp. 295-312, 1992.
[15] F. Bensebaa, L. S. Kotlyar, B. D. Sparks, and K. H. Chung, "Organic coated solids in Athabasca
bitumen: characterization and process implications," Canadian journal of chemical engineering, vol. 78, pp.
610-616, 2000.
[16] J. Strassner, "Effect of pH on interfacial films and stability of crude oil-water emulsions," Journal
of Petroleum Technology, vol. 20, pp. 303-312, 1968

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