000			03390nmc a2200253 4500
005			20260520010437.0
008			260224s xxu
245	0	0	_a¿ES LA NANOTECNOLOGÍA ESCALABLE A UN PROCESO CONVENCIONAL DE INYECCIÓN DE POLÍMERO? _bNanotecnología aplicada a procesos de recuperación mejorada de petróleo
270			_a27/09/2022 ; 27/09/2022
300			_a23 p.
520			_aLa aplicación de nanotecnología en la industria de los hidrocarburos se encuentra en aumento. En el upstream existen cada vez más estudios y aplicaciones en estimulaciones de pozo, pero para aplicaciones en recobro mejorado la nanotecnología aún se encuentra en fase experimental de técnicas convencionales tanto térmica como no térmica, especialmente la recuperación mejorada de petróleo por métodos químicos (CEOR). Sin embargo, la escalabilidad de dichas investigaciones a condiciones de laboratorio hacía las condiciones operativas reales aún es un tema que requiere mayor detalle investigativo para su posterior implementación. La presente investigación tiene el objetivo de evaluar a condición estática (estabilidad del nanofluido) y dinámica (diferentes tasas de inyección de 1, 3 y 5 cc/min) un nanofluido desarrollado mediante las interacciones de polímero y nanopartículas de SiO2 para un caso representativo de una inyección de un polímero comercial convencional (0.4 VP equivalente a 18.8 MMbbls a escala de campo) en medios porosos (Berea). Las evaluaciones estáticas del nanofluido (Agua:SiO2 y polímero:SiO2) indican buena estabilidad y un aumento en la viscosidad de la solución polimérica al agregar nanopartículas (250 ppm HPAM y 100 ppm SiO2 para alcanzar la viscosidad objetivo de 30 cP) después de la adición de nanopartículas. La inyección de 100 ppm de nanopartículas de SiO2 es equivalente a 200 Ton en un patrón de pozos del campo en estudio. Finalmente, los desplazamientos del sistema polímero-nanopartículas en núcleos de Berea (condiciones específicas con agua destilada y 30°C) demuestran que el nanofluido puede inyectarse a altas tasa, pero se evidencian pérdidas de permeabilidad. Sin embargo, su estabilidad es dependiente la retención hidrodinámica y la tasa de inyección de acuerdo con las caídas de presión y el monitoreo de efluentes durante toda la inyección del nanofluido. Los resultados de este trabajo abren el cuestionamiento si la nanotecnología es escalable en procesos de recobro mejorado donde se invaden altos porcentajes del volumen poroso del yacimiento. Este trabajo propone algunas recomendaciones en la metodología experimental para mitigar la incertidumbre asociada a un proceso convencional de inyección de polímero en sinergia con nanopartículas.
773			_g
942			_cCONGTP
100	1		_aLlanos Gallo, Sebastián _960174
100	1		_aManrique Ventura, José Eduardo _960896
100	1		_aQuintero, Henderson Ivan _960897
100	1		_aCastro, Ruben Hernán _960898
111	2		_aCongreso de Producción y Desarrollo de Reservas (7mo. : 2019 nov. 5 al 8 : Mar del Plata, Argentina) _959344
650		0	_aNanotecnología _935747
650		0	_aRecuperación asistida _9696
650		0	_aEstimulación de pozos _980
999			_c195193 _d195193
856			_uhttps://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/7CongresoProdDesarrolloReservas2019/Papers/2011.pdf