Modelo de grano grueso para estudiar la adsorción, desorción y difusión mediante surfactantes de hidrocarburos para la recuperación mejorada de petróleo

Abstract

Se estudiaron las condiciones óptimas para la extracción de hidrocarburos mediante el uso de surfactantes seleccionados por su rendimiento comprobado en la extracción de petróleo de yacimientos. Se eligieron un surfactante iónico y otro no iónico, utilizando simulaciones moleculares computacionales controladas a través del método de Dinámica de Partículas Disipativas. A nivel mesoscópico, se propuso un modelo de petróleo simple pero molecularmente explícito, con el objetivo de identificar los mecanismos de asociación entre estas mesopartículas de surfactantes y las partículas de petróleo. Los resultados indicaron que el surfactante iónico es más efectivo para la extracción de petróleo debido a su mecanismo de asociación en multicapa, lo que permite una encapsulación completa de los hidrocarburos. Este fenómeno también provoca una reducción en la viscosidad del fluido, facilitando su posterior extracción. En contraste, el surfactante no iónico se asocia con los hidrocarburos en monocapa, lo que lo hace menos eficiente, ya que fragmenta el petróleo en pequeños agregados, incrementando así la viscosidad y dificultando una extracción óptima. Este comportamiento se corroboró en experimentos de laboratorio, estudiando la viscosidad del crudo, donde se observó que, al aumentar gradualmente la concentración del surfactante no iónico y la velocidad de deformación por cizallamiento, la viscosidad del petróleo crudo aumentaba, resultando en un comportamiento acuoso dilatante. En el marco de la fracturación hidráulica o “fracking” asistido, también se investigó cómo las variaciones en el peso molecular del oligómero Poli-1-deceno afectan la viscosidad del CO2 supercrítico. Los hallazgos revelaron que este oligómero exhibe un comportamiento consistente tanto a nivel de modelado mesoscópico como en experimentos de laboratorio, lo que resulta en un aumento de la viscosidad del CO2. Este incremento no solo facilita el transporte y manipulación del gas, sino que también optimiza los métodos de fracturación hidráulica.

The optimal conditions for the extraction of hydrocarbons were studied using surfactants selected for their proven performance in the extraction of oil from reservoirs. An ionic and a non-ionic surfactant were chosen, using computational molecular simulations controlled through the Dissipative Particle Dynamics method. At the mesoscopic level, a simple but molecularly explicit petroleum model was proposed, with the aim of identifying the mechanisms of association between these surfactant mesoparticles and petroleum particles. The results indicated that ionic surfactants are more effective for oil extraction due to their multilayer adsorption mechanism, which allows a complete encapsulation of hydrocarbons. This phenomenon also causes a reduction in the viscosity of the fluid, facilitating its subsequent extraction. In contrast, nonionic surfactants are associated with hydrocarbon monolayers, which makes them less efficient, as they fragment the oil into small aggregates, thus increasing viscosity and hindering optimal extraction. This behavior was corroborated in laboratory experiments, studying the viscosity of crude oil, where it was observed that, by gradually increasing the concentration of the nonionic surfactant and the shear rate, the viscosity of crude oil increased, resulting in thickening behavior. Within the framework of assisted fracking, it was also investigated how variations in the molecular weight of the Poly1decene oligomer affect the viscosity of supercritical CO2. The findings revealed that this oligomer exhibits consistent behavior both at the mesoscopic level and under laboratory conditions, resulting in an increase in CO2 viscosity. This increase not only improves the transport and handling of gas but also optimizes hydraulic fracturing methods.