1. Repositorio Institucional del Tecnológico Nacional de México (RI - TecNM)
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Title:	MODELADO NUMÉRICO PARA LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO EN LA FAJA DE ORO INYECTANDO DERIVADOS DEL ÁCIDO GÁLICO
Authors:	Vazquez Almaguer, Adriana Margarita.
Issue Date:	2019-06-01
Publisher:	Tecnológico Nacional de México
metadata.dc.publisher.tecnm:	Instituto Tecnológico de Ciudad Madero
Description:	La presencia de crudo pesado en los yacimientos petrolíferos de México, presentan un gran reto a nivel tecnológico y científico, el decremento de la producción nacional de crudo ligero hace necesario el uso de nuevas tecnologías para poder realizar una recuperación mejorada. Una línea de investigación y alternativa tecnológica es la de concebir compuestos químicos capaces de poder neutralizar los efectos aglomerantes de los asfaltenos del crudo. Estos químicos deben ser anfifílicos para que puedan interactuar tanto con el crudo como con el agua. En este trabajo se llevó a cabo la síntesis de tres moléculas derivadas del ácido gálico las cuales poseen un carácter anfifílico atribuido a los heteroátomos y a las cadenas alquílicas presentes en su estructura química. Estas moléculas fueron evaluadas para estabilizar emulsiones de crudo pesado y agua congénita. Las técnicas de caracterización empleadas son: de Resonancia Magnética Nuclear (RMN), la Cromatografía de Gases acoplada a Espectrometría de Masas (CG-Masas), Espectroscopía Infrarroja por Transformada de Fourier (FTIR) y Espectroscopía Ultravioleta Visible (UV vis) elucidaron la estructura química deseada de las moléculas 3,4,5-trihidroxi butil éster ácido benzoico (14), 3,4,5-tributoxi ácido benzoico (24) y 3,4,5-tributoxi etil éster ácido benzoico (224). La evaluación de la afinidad de estas moléculas con las emulsiones de crudo y agua congénita se realizó a través de la prueba de botella en la cual la molécula 2 24 demostró mayor capacidad de estabilización de la emulsión con un 50% de retención de agua. Los análisis de Microscopía Electrónica de Barrido con microanálisis de Energía Dispersiva (MEB-EDS) mostraron para 24 un crecimiento columnar semielíptico mientras que 224 presentó una morfología fibrilar, asumiendo que este último contribuye a la estabilidad de la emulsión al poseer mayor área de contacto. Con el fin de tener una aplicación de este, se estudió la inyección de fluidos para la recuperación mejorada de petróleo, realizando una simulación geoquímica de un sistema petrolero mexicano conocido de la Faja de Oro en Veracruz, el campo Aguacate. Se escogió un sistema sin trampas estratigráficas y con una sedimentación tranquila. La cuenca es de es relativamente homogénea en la parte donde está localizado el almacén. iii Este sistema sedimentario permite tener una fuerte homogeneidad litológica en las formaciones y considerar una porosidad homogénea variable solamente en la dirección vertical por la compactación del peso de los sedimentos. Para poder llevar a cabo la simulación numérica se determinó la cinética de generación de querógeno a partir de las muestras obtenidas de las formaciones geológicas por medio de los resultados del análisis Rock-Eval para poder llegar a la calibración óptima del sistema. La caracterización de la evolución térmica de las principales formaciones por medio del análisis Rock-Eval, determinó que la formación el Abra es identificada como roca almacén y roca madre generadora del crudo actual. La modelización numérica determinó que la tasa de transformación es del 10% siendo el aceite la principal producción. El poder reflector de la vitrinita (%PRV), desde los 0.6 a 1.19 Ro, confirma que el sistema se encuentra en la entrada de la formación del aceite lo que implica que hay potencial. La simulación numérica del campo Aguacate, determino con la calibración del Tmax de los análisis Rock-Eval las erosiones que van de 100m y 750m. Y se estableció la cinética de generación de hidrocarburos del querógeno (modelo desarrollado por Martinez&Vazquez2018_TI,II(Aguacate)) y las paleotemperaturas propias del yacimiento Aguacate. El momento crítico de expulsión del sistema petrolero se dio a los 57 M.A., en la formación Agua Nueva debido al sepultamiento previo a la erosión, produciendo principalmente crudo pesado.
metadata.dc.type:	info:eu-repo/semantics/doctoralThesis
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