Registro de resúmenes

Reunión Anual UGM 2022


GP-3

 Resumen número: 0207  |  Resumen aceptado  
Presentación oral

Título:

EVALUACIÓN DE SURFACTANTES CATIÓNICO Y ANIÓNICO PARA REDUCIR LA TENSIÓN INTERFACIAL EN ROCAS ANÁLOGAS DEL PALEOCANAL DE CHICONTEPEC

Autores:

1 Ana Teresa Finol González EDPonente
Posgrado en Ciencias de la Tierra, Facultad Ciencias de la Tierra, Universidad Autónoma de Nuevo León, UANL
afinol77@gmail.com

2 Carlos Gilberto Aguilar Madera
Facultad Ciencias de la Tierra, Universidad Autónoma de Nuevo León, UANL
carlos.aguilarmd@uanl.edu.mx

3 Victor Matías Pérez
Facultad Ciencias de la Tierra, Universidad Autónoma de Nuevo León, UANL
victor.matiaspr@uanl.edu.mx

4 Uwe Jenchen
Facultad Ciencias de la Tierra, Universidad Autónoma de Nuevo León, UANL
uwe.jenchen@uanl.edu.mx

5 José Valente Flores Cano
Facultad Ciencias de la Tierra, Universidad Autónoma de Nuevo León, UANL
valente.florescn@uanl.edu.mx

6 Ismael Flores Vivián
Facultad de Ingeniería Civil, Universidad Autónoma de Nuevo León, UANL
ismael.floresv@uanl.mx

7 Raúl Ocampo Pérez
Facultad de Ciencias Químicas, Universidad Autónoma de San Luis Potosí, UASLP
raul.ocampo@uaslp.mx

Sesión:

GP Geología del petróleo Sesión regular

Resumen:

Los surfactantes han sido extensamente estudiados teórica y experimentalmente desde hace varias décadas y en diferentes aplicaciones de procesos industriales como: detergentes, emulsificadores, dispersantes, humectantes, espumantes, y otros usos. Como método de recuperación mejorada de petróleo, el interés versa en su aplicación como método químico para incrementar y/u optimizar la producción en yacimientos en etapa madura, y en yacimientos no convencionales. El presente estudio se enfoca en rocas análogas de los afloramientos Amaxac y Chicontepec, pertenecientes a la Formación Chicontepec, ubicados al noroeste del Paleocanal Chicontepec. Dicha formación está presente en el yacimiento Chicontepec, categorizado como no convencional por su heterogeneidad y compactación, y de gran importancia energética al contener el 40% de hidrocarburos de reserva en territorio mexicano. Se realizaron análisis fisicoquímicos del medio poroso con la finalidad de evaluar la respuesta en condición natural con el uso de soluciones que contengan agentes tensoactivos de superficie, como punto de referencia. Los surfactantes probados fueron bromuro hexadeciltrimetilamonio (CTAB en inglés, catiónico) y dodecilsulfato sódico (SDS en inglés, aniónico), los cuales son compuestos iónicos de uso industrial, disponibles y accesibles desde el punto de vista económico. Se analizaron su capacidad y desempeño en concentraciones bajas y moderadamente altas (0.01 a 0.5% p/p), mezclados en salmueras de distinta salinidad y electrolito. Se midió la mojabilidad inicial de la roca y el efecto de los surfactantes mediante el método de ángulo de contacto. Los métodos de gota colocada y gota colgante fueron empleados para determinar la tensión interfacial (con sus siglas en inglés, IFT) inicial y la modificada por los surfactantes. Los valores más bajos de ángulo de contacto fueron 106° en CTAB a 0.01% p/p con salmuera a 9.25 g/L NaCl, y 108° en SDS a 0.01% p/p con salmuera a20 g/L NaCl. La mayor disminución de IFT fue 0.813 dina/cm en CTAB a 0.5% p/p con salmuera a 5 g/L KCl. Con estos resultados se orientarán las futuras pruebas de desplazamiento como simulación de recuperación mejorada de petróleo y ofrecer una solución alternativa para las rocas de este tipo de yacimientos.





Reunión Anual UGM 2022
30 de Octubre al 4 de Noviembre
Puerto Vallarta, Jalisco, México