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Simulación molecular de tres tipos de surfactantes para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Molecular Simulation of three types of surfactants to alter wettability in
gas condensate
I.Q. Iván Darío Moncayo Riascos
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía
Medellín, Colombia
2012
Simulación molecular de tres tipos de surfactantes para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Molecular Simulation of three types of surfactants to alter wettability in
gas condensate
Iván Darío Moncayo Riascos
Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ingeniería Química
Director:
Bibian Alonso Hoyos Madrigal, Ph.D.
Codirector:
Pedro Nel Benjumea Hernández, Ph.D.
Línea de Investigación:
Simulación molecular
Grupo de Investigación:
Yacimientos de Hidrocarburos
Termodinámica Aplicada y Energías Alternativas (TAYEA)
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Minas, Escuela de Procesos y Energía
Medellín, Colombia
2012
DEDICATORIA
A mis padres, Pedro y Julia, quienes han
sido mi motor y motivación en cada viaje
emprendido.
A mis hermanos, Cristina, Alejo y Juan
Sebastián, con quienes comparto los bellos
caminos de la vida que Dios nos ha
brindado.
A mi novia Johana, con quien cada día es
mejor que el anterior.
En agradecimiento por la bella vida de mi
mamá Rosita, tus enseñanzas viven en
cada paso de mi vida.
Lo importante es no dejar de hacerse
preguntas.
Albert Einstein
Simulación molecular de tres tipos surfactantes para alterar humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Agradecimientos
Tuve la gran fortuna de contar con un grupo de orientación quienes hicieron de este
trayecto académico un mundo de experiencias positivas a nivel personal y profesional.
Agradezco al profesor Pedro Nel Benjumea Hernández por compartir este proyecto
conmigo, acompañarme en la inducción y formación en el campo del petróleo. Su valioso
conocimiento fue determinante en el desarrollo del presente estudio.
Al profesor Bibian Alonso Hoyos Madrigal, quien dirigió, acompañó y facilitó todo el
desarrollo del presente trabajo, sus conocimientos aportados fueron claves en la
materialización y consecución de los objetivos y resultados consignados en este
documento.
A los grupos de investigación Yacimientos de Hidrocarburos bajo la dirección del profesor
Sergio Hernando Lopera Castro, y TAYEA bajo la dirección del profesor Farid Chejne
Janna, quienes me recibieron para hacer parte activa en las diferentes actividades
investigativas y posibilitaron el desarrollo de esta investigación.
Quiero hacer un especial reconocimiento al profesor Carlos Ignacio Sánchez Sáenz,
quién fue uno de los principales promotores en la decisión de iniciar mis estudios de
maestría y a quien estaré muy agradecido siempre.
Finalmente quiero agradecer a mis compañeros y amigos de maestría, Daniel, David,
Jonathan, Diego y Víctor, con quienes compartir las experiencias del día a día hizo parte
de mi crecimiento personal, académico y profesional.
Simulación molecular de tres tipos surfactantes para alterar humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Resumen y Abstract IX
Resumen El presente estudio investigativo establece un acercamiento fenomenológico asociado a
la implementación de tratamientos con agentes surfactantes que alteran el estado de
humectabilidad del pozo. Usando técnicas de simulación molecular, se estudió el efecto
de la aplicación de tres tipos diferentes de surfactantes (aniónico, catódico y fluorinado),
en el ángulo de contacto de sistemas pared-agua-metano y pared-heptano-metano. Los
resultados fueron comparados con datos experimentales reportados en la literatura.
El cálculo del ángulo de contacto se realizó a través de la cuantificación de las tensiones
interfaciales, usando simulación en dinámica molecular para las interacciones líquido-
sólido, gas-sólido y líquido-gas. Se calcularon las diferencias energéticas entre grupos de
moléculas que se encuentran en el seno del fluido y grupos de moléculas en la interface,
para los sistemas sin surfactante y con surfactante.
Los resultados obtenidos permitieron categorizar el desempeño de los surfactantes
simulados: el surfactante fluorinado produce el mayor ángulo de contacto para el agua
(114°) en comparación con el surfactante catódico ( perflurodecil) y el aniónico (SDS)
92,6° y 90,7°, respectivamente. Para el heptano el perflurodecil produce el mayor ángulo
de contacto (158°) mientras que el SDS y el fluorin ado producen 38.5° y 64°,
respectivamente. Las simulaciones realizadas permitieron establecer características
moleculares deseables en los surfactantes para promover la alteración de la
humectabilidad, entre las más destacadas se encontró la presencia de cargas
electrostáticas y los diferentes puntos polares y no polares en la estructura molecular del
agente tensoactivo. Se encontró que las partes polares tienen una fuerte interacción con
los hidrógenos del agua y la parte no polar del surfactante interactúa con los
hidrocarburos en fase líquida y gaseosa.
Palabras clave: Alteración de humectabilidad, simulación molecular, ángulo de contacto,
tensión superficial, surfactante
Simulación molecular de tres tipos surfactantes para alterar humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Abstract This research study establishes a phenomenological approach to the implementation
associated with surfactants treatments which alter the wettability state of the well, from an
initial state to liquid phase preferably to a preferred state to gas phase. Using molecular
modelingtechniques were studied three different types of surfactants (anionic, cathodic
and fluorinated) as an evaluation criterion using the contact angle between the phases.
The results were compared with experimental data reported in the literature
The calculation of contact angle was performed by the quantification of the interfacial
tensions, using molecular dynamics simulation for interactions liquid-solid, gas-solid
andliquid-gas. Energy differences were calculated between groups of molecules found
within the fluid and groups of molecules in the interface, for systems without surfactant
and with surfactant.
The results permitted categorize the surfactants performance simulated, fluorinated was
the best performing with a contact angle of 114°, f ollowed by the cathodic and anionic
surfactant with a contact angle of 62.64° and 90.68 °, respectively. Simulations allowed to
establish the molecular characteristics desirable surfactants to promote wettability
alteration among the most prominent was the presence of electrostatic charges and the
different points in polar and non-polar molecular structure of the surfactant. It was found
that the polar parts has a strong interaction with the hydrogen of water and the surfactant
non-polar parts interacts with the hydrocarbon in liquid and gaseous phase.
Keywords: Wettability alteration, surfactant, condensate banking, increased recovery,
molecular simulation.
Contenido XI
Contenido
Pág.
Resumen ........................................... .............................................................................. IX
Abstract........................................... ................................................................................. X
Lista de figuras .................................. ........................................................................... XIII
Lista de tablas ................................... ........................................................................... XV
1. Introducción ...................................... ..................................................................... 17
2. Modelo ............................................ ........................................................................ 25
2.1 Condiciones de simulación y modelos moleculares ....................................... 25
2.1.1 Condiciones de simulación .................................................................. 27
2.1.2 Modelo del agua .................................................................................. 29
2.1.3 Modelo de los hidrocarburos ............................................................... 30
2.1.4 Modelo de los surfactantes ................................................................. 31
2.1.5 Modelo de la pared ............................................................................. 35
2.2 Cálculo de la tensión interfacial y del ángulo de contacto .............................. 36
2.3 Detalles de las simulaciones .......................................................................... 40
2.3.1 Verificación del modelo ....................................................................... 41
2.3.2 Simulaciones para el cálculo del ángulo de contacto .......................... 42
3. Resultados ........................................ ...................................................................... 47
3.1 Tensión interfacial agua y heptano en fase líquida a condiciones ambiente .. 47
3.1.1 Tensión interfacial del agua................................................................. 47
3.1.2 Tensión interfacial del heptano ............................................................ 50
3.2 Cálculo del ángulo de contacto sin surfactante .............................................. 52
3.2.1 Sistema pared-agua-metano ............................................................... 52
3.2.2 Sistema pared-heptano-metano .......................................................... 53
3.3 Cálculo del ángulo de contacto con surfactante ............................................. 55
3.3.1 Energía de no enlace en el seno del fluido .......................................... 55
3.3.2 Energía de no enlace en la superficie ................................................. 57
4. Conclusiones y recomendaciones .................... .................................................... 69
4.1 Conclusiones ................................................................................................. 69
4.2 Recomendaciones ......................................................................................... 70
A. Anexo: Imágenes de las simulaciones con SDS ....... ........................................... 73
B. Anexo: Imágenes de las simulaciones con perflurodec il .................................... 75
XII Título de la tesis o trabajo de investigación
C. Anexo: Imágenes de las simulaciones con fluorinado ........................................77
Bibliografía ...................................... ...............................................................................79
Contenido XIII
Lista de figuras Pág.
Figura 1. Bloqueo por formación de bancos de condensado .......................................... 26
Figura 2. Diagrama presión-temperatura en yacimientos de hidrocarburos .................... 28
Figura 3. Modelo molecular del agua (SPC/E) ................................................................ 29
Figura 4. Surfactantes seleccionados ............................................................................. 32
Figura 5. Esquema de fuerzas para moléculas en el seno del fluido y en la interface .... 37
Figura 6. Ángulo de contacto del sistema heterogéneo .................................................. 39
Figura 7. Secuencia de las simulaciones en dinámica molecular ................................... 41
Figura 8. Configuración inicial y final de las simulaciones de la tensión interfacial del
agua, (T=3293K y P=1atm) ............................................................................................ 48
Figura 9. Energía total y temperatura del agua a condiciones ambiente ......................... 48
Figura 10. Función de distribución radial oxígeno-oxígeno del agua en la fase líquida (T=
293K, P= 1atm) .............................................................................................................. 49
Figura 11. Configuraciones inicial y final de la simulación de la tensión interfacial del
heptano (T=293K y P=1atm) .......................................................................................... 50
Figura 12. Energía total y temperatura del heptano (T=293K y P=1atm) ........................ 50
Figura 13. Función de distribución radial del heptano para las interacciones CH3-CH3 a
condiciones ambiente (T=293K y P=1atm) ..................................................................... 51
Figura 14. Energías de los grupos de moléculas de agua en la interface y el seno del
fluido, a) pared-agua, b) pared-metano, c) agua-metano ................................................ 53
Figura 15. Energías de los grupos de moléculas de heptano en la interface y el fluido, a)
interacción pared-heptano, b) interacción heptano-metano ............................................ 54
Figura 16. Energía del agua en el seno de la solución a condiciones de yacimiento (T=
353,75K, P=14,48 MPa) ................................................................................................. 56
Figura 17. Energía y temperatura del heptano en el seno de la solución a condiciones de
yacimiento (T= 353,75K, P=14,48 MPa) ......................................................................... 56
XIV Título de la tesis o trabajo de investigación
Figura 18. Energía y temperatura del metano a condiciones de yacimiento (T= 353,75K,
P=14,48 MPa) ................................................................................................................. 57
Figura 19. Energía total y temperatura de la interacción líquido sólido en presencia del
SDS (T=353,75K, P=14,48 MPa) .................................................................................... 58
Figura 20. Energía total y temperatura de la interacción líquido-gas en presencia del SDS
(T= 353,75K, P=14,48 MPa) ........................................................................................... 59
Figura 21. Energía total y temperatura de la interacción gas-sólido en presencia del SDS
(T= 353,75K, P=14,48 MPa) ........................................................................................... 60
Figura 22. Energía total y temperatura de la interacción líquido-sólido en presencia del
perflurodecil, (T= 353,75K, P=14,48 MPa) ...................................................................... 61
Figura 23. Energía total y temperatura de la interacción líquido-gas en presencia del
perflurodecil, (T= 353,75K, P=14,48 MPa) ...................................................................... 62
Figura 24. Energía total y temperatura de las interacciones sólido-gas en presencia del
perflurodecil, (T= 353,75K, P=14,48 MPa) ...................................................................... 63
Figura 25. Energía total y temperatura de las interacciones sólido-líquido en presencia del
fluorinado, (T= 353,75K, P=14,48 MPa) .......................................................................... 64
Figura 26. Energía total y temperatura de las interacciones líquido-gas en presencia del
fluorinado, (T= 353,75K, P=14,48 MPa) .......................................................................... 65
Figura 27. Energía total y temperatura de las interacciones sólido-gas en presencia del
fluorinado, (T= 353,75K, P=14,48 MPa) .......................................................................... 66
Contenido XV
Lista de tablas Pág.
Tabla 1. Composición del fluido representativo de un yacimiento de gas condensado ... 27
Tabla 2. Densidad del metano a condiciones de yacimiento obtenidas con la ecuación de
Peng-Robinson (T= 353,75K, P=14,48 MPa) ................................................................. 28
Tabla 3. Parámetros del modelo SPC/E del agua ........................................................... 30
Tabla 4. Parámetros del modelo TraPPE-UA ................................................................. 31
Tabla 5. Características de los surfactantes ................................................................... 33
Tabla 6. Parámetros del potencial de interacción para el SDS ....................................... 34
Tabla 7. Parámetros de Lennard-Jones para el perflurodecil .......................................... 34
Tabla 8. Parámetros de Lennard-Jones para el fluorinado ............................................. 34
Tabla 9. Parámetros Lennard-Jones pared 12/6 ............................................................. 35
Tabla 10. Área molecular de cada fluido ........................................................................ 38
Tabla 11. Resultados tensión interfacial del agua (T=293K y P=1atm) ........................... 49
Tabla 12. Resultados de la tensión interfacial del heptano (T=293K y P=1atm) ............. 51
Tabla 13. Parámetros temporales de la simulación sin surfactante del sistema pared-
agua-metano .................................................................................................................. 52
Tabla 14. Ángulo de contacto del agua sin surfactante ................................................... 53
Tabla 15. Parámetros temporales de la simulación sin surfactante del sistema pared-
heptano-metano ............................................................................................................. 54
Tabla 16. Ángulo de contacto del heptano sin surfactante .............................................. 55
Tabla 17. Ángulo de contacto en presencia del surfactante SDS, (T= 353,75K, P=14,48
MPa) .............................................................................................................................. 60
Tabla 18. Ángulo de contacto en presencia del surfactante perflurodecil, (T= 353,75K,
P=14,48 MPa) ................................................................................................................ 63
Tabla 19. Ángulo de contacto en presencia del surfactante fluorinado, (T= 353,75K,
P=14,48 MPa) ................................................................................................................ 66
XVI Título de la tesis o trabajo de investigación
1. Introducción
La gran demanda del sector petrolero asociada a la constitución de los hidrocarburos
como el principal insumo energético a nivel mundial, establece una de las principales
razones por las cuales a diario se libra una lucha industrial por poner el mayor número de
barriles posibles en superficie. De ahí la importancia de investigar posibilidades de
optimización en el proceso de extracción de hidrocarburos (aumento de recobro), dando
a la industria petrolera la connotación de promotor importante en materia de
investigación, generando desarrollos tecnológicos que subsanan los diferentes retos de
producción y explotación de hidrocarburos.
Los yacimientos de gas condensado presentan un comportamiento complejo debido a la
existencia de un sistema fluido de dos fases (gas y condensado), sobre una fase sólida
(rocas del yacimiento). Los bancos de condensado han sido objeto de investigación
durante muchos años, en 1949, Muskat [1] abordó el problema de la formación de
bancos de condensados en proyectos de recirculación de gas (reinyección de gas
producido). El trabajo determinó que cuando la presión del yacimiento cae por debajo del
punto de rocío se genera una fase líquida (condensado), la fase condensada queda
atrapada en los poros de la roca, lo que provoca un aumento en la saturación hasta
alcanzar un valor crítico reduciendo la permeabilidad relativa al gas, y por lo tanto la
producción del pozo.
El bloqueo de canales de poro disponibles para la extracción de hidrocarburo gaseoso
incrementa considerablemente las fuerzas capilares originando en ocasiones cambios en
la humectabilidad del sistema produciendo una restricción más fuerte sobre la movilidad
de los fluidos de producción. Inclusive se puede dar a lugar a incrementos en la
saturación irreducible de agua, generando una reducción aún más dramática en la
producción del pozo [2], [3]. El condensado en principio es extraído por arrastre del flujo
de gas, este comportamiento decrece a medida que las fuerzas de arrastre son
18 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
superadas por las fuerzas capilares producidas por la humectabilidad de líquido sobre la
roca, generando un atrapamiento del líquido.
La literatura reporta un número considerable de trabajos tanto de campo como a nivel de
laboratorio, que cuantifican el daño por formación de bancos de condensado, las
pérdidas de productividad cuantificadas oscila en valores entre 20-80% para datos de
campo [4–10]. Estos casos, sugieren que las fuerzas viscosas por sí solas no pueden
mejorar la capacidad de producción del gas, como consecuencia de las grandes fuerzas
de capilaridad generadas en el sistema por la formación de bancos de condensados.
Ensayos realizados en núcleos a nivel de laboratorio muestran reducciones de la
permeabilidad relativa hasta del 95% y una reducción del número capilar para rocas de
baja y alta permeabilidad. El grado de bloqueo de condensado depende indirectamente
de una combinación de factores, incluyendo las propiedades del fluido, las características
de la formación, la tasa de flujo y presión. La dificultad en la contabilización de todos
estos factores surge del hecho de que los experimentos con condensados son bastante
difíciles [11].
Los campos nacionales más representativos que presentan daño por formación de
bancos de condensado son el campo Cupiaga y Cusiana. La productividad del campo
Cupiagua es el más representativo en cuanto al daño de formación de condensados a
nivel nacional, siendo uno de los campos más complejos por presentar además daño por
formación de escamas minerales, escamas orgánicas, bloqueo por agua, y formación de
bancos de condensado, los cuales son reconocidos como los daños más importantes en
diferentes investigaciones [2], [12], [13]. La pérdida de productividad reportada en la
literatura para campos nacionales esta entre el 15-28%, con reducciones en la
permeabilidad relativa entre 0,04-0,194 mD [2], [14], [15].
Varios métodos han sido propuestos para restaurar las tasas de producción de gas
después de la formación de bancos de condensado [16–18]. El principal objetivo de estos
tratamientos es disminuir la cantidad de hidrocarburo en fase líquida atrapada en la
región cercana al pozo, para aumentar la productividad de gas [19]. Los métodos para la
remoción de bancos de condensados probados hasta el momento se fundamentan en
principios físicos, químicos y mecánicos, y se podrían clasificar en tres grupos.
Capítulo 1 Introducción 19
El primero consiste en usar un solvente tal como alcoholes, o gases como dióxido de
carbono, propano, etc. [9], [11], [20], el tratamiento parte de un principio físico, el cual
consiste en reducir la viscosidad y tensión interfacial entre el aceite y el gas. Sin
embargo, el efecto del tratamiento tiene poca durabilidad, lo cual demanda reinyecciones
del tratamiento en intervalos cortos de tiempo, lo que la convierte en una alternativa
transitoria que puede repercutir en altos costos de operación [7]. La inyección de
alcoholes es una opción que presenta resultados aceptables en la remoción de bancos
de condensado. Diferentes tipos de alcoholes se han utilizado para mejorar la
recuperación de petróleo y gas, tanto como agente reductor de tensión interfacial y
líquido de fractura [21–25]. A partir de los resultados obtenidos en el uso de alcoholes
para la remoción de bancos de condensados, en la actualidad se encuentran numerosas
investigaciones donde se estudian diferentes combinaciones de alcoholes y de
disolventes para aumentar la permeabilidad relativa al gas, y mitigar el fenómeno de
bloqueo por bancos de condensado [26–28].
Otra alternativa es el uso del ciclo del gas para mantener la presión del yacimiento por
encima de la presión del punto de rocío, diferentes tipos de gases han sido estudiados
para la inyección, entre los más destacados se encuentra el uso de metano, butano,
propano, nitrógeno y dióxido de carbono [29–34]. La implementación de tratamientos de
recobro mediante inyecciones tanto de gas como de alcoholes ha demostrado ser una
solución alternativa eficaz que tiene su principal desventaja en la transitoriedad de los
resultados [35], es decir, su aplicabilidad está restringida para bancos de condesados
cercanos al pozo.
El segundo método para reducir el efecto por formación de bancos de condensado
consiste en estimular el pozo induciendo fracturas hidráulicas alrededor de la cara del
pozo [11]. La fracturación hidráulica se ha usado para mejorar la productividad de gas,
pero no siempre es factible o rentable [25]. El éxito de un tratamiento a través de la
fractura hidráulica depende del suministro de la cantidad suficiente de agente de sostén,
sin alterar la integridad de la formación y la tasa de limpieza de los fluidos de fractura
después del tratamiento [19]. Otra alternativa viable para la remoción de bancos de
condensado son las inundaciones de agua con el propósito de mantener la presión del
yacimiento por encima de la presión de rocío, especialmente si hay un subyacente
acuífero que suministra una cantidad de agua importante. [36].
20 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
El tercer método propuesto recientemente para mitigar el daño por formación de
condensados consiste en alterar químicamente la humectabilidad de la formación
alrededor de la cara del pozo [8], [9], [20]. Este proceso se puede llevar a cabo mediante
la implementación de polímeros o agentes surfactantes los cuales cambian el estado de
humectabilidad de la formación. Los surfactantes o agentes tensoactivos usados en
operación de recobro químico se clasifican en tres familias principales, la primera
corresponde a estructuras de tipo aniónicos, la segunda a compuestos catódicos y
finalmente la tercera la componen surfactantes de estructuras fluorocarbonadas. Muchos
estudios se han centrado en este tipo de tensoactivos tales como policrilatos y polímeros
fluorinados de gran peso molecular, en estos trabajos se resaltan las propiedades que
hacen atractivos a los compuestos fluorinados en procesos de alteración de
humectabilidad, como lo son su baja tensión interfacial y su alta estabilidad térmica,
además proporciona a la estructura molecular características anfifílicas que son de gran
interés e importancia en el desempeño de un agente surfactante [37–42].
La adición de estos tipos de agentes surfactantes al medio poroso promueve la alteración
de la humectabilidad del sistema heterogéneo, desde un estado humectable de la fase
líquida sobre la roca, a un estado preferente humectable de la fase gaseosa sobre la
roca, constituyendo además una alternativa para la remoción de bancos de condensados
alejados del pozo. La alteración de la humectabilidad del medio poroso resulta ser una de
las alternativas más promisorias reportadas en la literatura, además genera una fuerte
reducción en la saturación residual de la fase líquida [7], por lo cual se considera una
estrategia clave para la recuperación de la pérdida de la productividad de los pozos de
gas condensado [43].
La importancia de la humectabilidad fue establecida en 1941 por Buckley y Leverett [44],
desde entonces, muchos autores estudiaron el efecto de la humectabilidad sobre
variables importantes en la explotación de yacimiento, como lo son la presión capilar, la
permeabilidad relativa, saturación de agua inicial, saturación de petróleo residual,
recuperación de aceite, propiedades eléctricas de las rocas de yacimiento, cálculos de
las reservas y estimulación de pozos [45–50]. La alteración química de la humectabilidad
en pozos de gas condensado está en desarrollo, y abre todo un campo de investigación
para la recuperación mejorada de petróleo [11], [35], [43], [51–54]. Zisman [55] mostró
Capítulo 1 Introducción 21
que incluso una sola zona de agente surfactante adsorbido (monocapa) sobre la
superficie fue suficiente para alterar las propiedades de humectación de una superficie de
alta energía (humectable al líquido), en las de una superficie de baja energía (humectable
al gas).
Los estudios teóricos para dilucidar el fenómeno de alteración de humectabilidad
presentan una complejidad considerable, donde los desarrollos de la termodinámica
clásica (ecuaciones de estado o modelos de coeficiente de actividad, entre otros), se
quedan cortos en la representatividad del sistema real. Es por esto que muchos trabajos
investigativos encaminados al estudio de fenómenos asociados a la industria del petróleo
se han realizado usando simulación molecular. Entre los que se destacan estudios de
alteración de humectabilidad, estimación de las propiedades de hidrocarburos pesados,
propiedades de producción de gas natural, reinyección de gases ácidos en yacimientos
profundos, aplicaciones en producción y procesamiento de petróleo y gas [56].
Las simulaciones moleculares presentan numerosas ventajas frente a los modelos de
termodinámica clásica, en compensación por el importante tiempo de cálculo que
requiere. Entre estas ventajas, se puede citar la capacidad de dar cuenta de la estructura
molecular detallada, lo cual es importante para determinar las propiedades que
diferencian los isómeros estructurales. Además es importante resaltar que para el estudio
fenomenológico, las técnicas de simulación molecular tienen la capacidad de
descomponer la energía de acuerdo a la repulsión, la dispersión y contribuciones
electrostáticas, que permiten investigar nuevos compuestos y propiedades, nuevas
mezclas bajo condiciones de presión y temperatura que difícilmente se pueden lograr en
trabajos experimentales[56]. Las simulaciones moleculares han sido ampliamente
utilizadas en estudios de fenómenos superficiales [57–61]. Diferentes estudios en
simulación molecular se han desarrollado hasta el momento, usando tanto simulaciones
Monte Carlo (MC) como simulaciones en Dinámica Molecular (DM).
Las simulaciones Monte Carlo permiten evaluar variaciones en las propiedades
termodinámicas que no dependen del tiempo [62]. Diferentes estudios de adsorción de
surfactantes sobre superficies hidrofílicas se han desarrollado usando simulaciones
Monte Carlo [63][64], los resultados muestran que de una isoterma de adsorción pueden
resultar infinitas formas de acomodación de las moléculas sobre la superficie, pero a
22 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
través de esta técnica de simulación molecular se encuentra la conformación estructural
más probable. A partir del estudio del grado de hidratación de la cabeza polar de un
surfactante aniónico [64] [65], se pudieron establecer diferentes estructuras
configuracionales adoptadas por la interface agua/aceite a partir del efecto causado por
el surfactante, además se reporta que los surfactantes con atracción entre las cadenas
de la cola, alcanzan mayores coberturas gracias a la interacción entre las moléculas de
surfactante.
Las simulaciones en Dinámica Molecular permiten establecer, además de las
propiedades termodinámicas del sistema, las propiedades de trasporte que resultan muy
importantes en el análisis de adsorción y en la evaluación de alteración de
humectabilidad [62]. Un primer acercamiento a la fenomenología asociada al proceso de
alteración de humectabilidad está sujeto al estudio de las fuerzas intermoleculares en las
interfaces del sistema heterogéneo. Basu y Sharma [66], presentan el análisis de la
estabilidad de la película de la interface considerando el efecto de la salinidad del
sistema, el pH y, las condiciones hidrostáticas, concluyendo que un aumento en la
salinidad y el pH generan un aumento en la estabilidad de la película en la interface.
Chanday Bandyopadhyay[67], realizaron una simulación en dinámica molecular de la
adsorción (monocapa) de un surfactante sobre una interface aire/agua, usando un
ensamble canónico (NVT). Los resultados muestran que las cabezas polares adoptan
una conformación estructural inclinada hacia la fase acuosa. Además se estableció que
la presencia de la monocapa del surfactante sobre la interface influye fuertemente en la
movilidad de traslación y rotación de las moléculas de agua, generando cambios
drásticos en el comportamiento dinámico de la interface. Stephenson y Beers[68],
estudiaron las características interfaciales de un surfactante fluorinado usando Dinámica
Molecular con un ensamble canónico (NVT). Los resultados muestran una conformación
de la interface aire/agua similar al reportado en el trabajo de Chanda y
Bandyopadhyay.[67], a pesar que las estructuras moleculares de los surfactantes
fluorinados usados en los trabajos investigativos mencionados sean diferentes, los
resultados estructurales sobre la interface aire/agua son similares.
Capítulo 1 Introducción 23
Yanet al. [69] estudiaron el efecto de la presencia de iones de Mg��yCa�� en soluciones
sodio dodecilsulfato (SDS) y sodio dodecilsulfonato (SDSn), con el propósito de estudiar
el efecto de la presencia de estos iones sobre la estructura de los surfactantes
hidratados. Los resultados muestran que el SDSn tiene mejores resultados en el recobro
de crudo en soluciones salinas de Mg��yCa�� como consecuencia del efecto que tiene
los iones sobre la formación de puentes de hidrógeno en la hidratación de las cabezas
polares del surfactante. Shi y Hong [70], investigaron las estructuras y propiedades
interfaciales de surfactantes tipo sodio alquilsulfato sobre una interface
agua/tricloroetileno usando Dinámica Molecular, con el propósito de identificar cuáles son
las configuraciones adoptadas por la cadena en la interface (orden, orientación y
cobertura), y evaluar las propiedades de la interface. Los resultados muestran que la
orientación y orden son totalmente aleatorios y están fuertemente influenciados por las
características del surfactante (polaridad de la cabeza). M. Rahbar, et al. [71], estudiaron
las fuerzas intermoleculares de la interface a escala nanométrica en el proceso de
alteración de humectabilidad. Los resultados muestran la importancia de los efectos
estructurales de las moléculas que influencian el comportamiento electrostático y
determinan las fuerzas intermoleculares de Van der Waals, posibilitando la ruptura de la
película de humectación del sistema inicial preferente de la fase líquida sobre la roca.
Domínguez en 2011 [72], realizó un estudio de los cambios estructurales del SDS
inducidos por las variaciones en la concentración del surfactante sobre una superficie de
grafito. El trabajo muestra que a bajas concentraciones del surfactante (SDS), la
conformación estructural sobre la superficie tiene geometría semicilíndrica. A media que
la concentración de surfactante aumenta la estructura configuracional del surfactante
sobre la superficie tiende a desordenarse como consecuencia del incremento en las
interacciones entre las cabezas polares y las colas no polares del surfactante, lo cual
origina un decrecimiento en la hidratación de las cabezas polares como consecuencia de
los impedimentos estéricos originados por las colas no polares. En el mismo año Minghui
et al. [73], presentaron un método de cálculo de ángulo de contacto para evaluar
humectabilidad del sistema heterogéneo a partir de datos obtenidos por simulación
molecular. Los resultados reportados de las simulaciones moleculares presentan una
buena concordancia con los resultados experimentales.
24 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Este trabajo de investigación tuvo como finalidad desarrollar un modelo de simulación
molecular para estudiar los fenómenos asociados a la alteración de la humectabilidad en
medios porosos mediante la implementación de tres tipos de agentes surfactantes
(aniónico, catódico y fluorinado). El modelo teórico pretende dilucidar el modo de acción
de este tipo de surfactantes usados para alterar la humectabilidad en yacimientos de gas
condensados. Para ello se cuantificaron las interacciones líquido-sólido, gas-sólido y
líquido-gas a través de simulaciones en Dinámica Molecular (DM). Los resultados
obtenidos posibilitan cuantificar el ángulo de contacto para cada uno de los tipos de
surfactantes seleccionados. Dichos valores fueron comparados con los datos reportados
en la literatura obteniendo una buena aproximación. Las simulaciones en DM de estos
surfactantes permitieron identificar las características que las estructuras moleculares de
los modificadores de humectabilidad deben tener para promover una alteración de
humectabilidad en el medio poroso.
2. Modelo
En este capítulo se presentan las variables que se tuvieron en cuenta en el desarrollo del
estudio en dinámica molecular de la alteración de humectabilidad, implementando tres
tipos diferentes de surfactantes (aniónico, catódico y fluorinado). En principio se presenta
el modelo físico y las abstracciones realizadas para representar el fenómeno, en donde
se especifican las características de los surfactantes y las condiciones de simulación.
Posteriormente se describen las consideraciones y metodologías seguidas en cada una
de las simulaciones realizadas en el estudio.
2.1 Condiciones de simulación y modelos moleculares
En la figura 1 se representa el estado inicial y final de la formación de daño por bancos
de condensado. En la figura de la izquierda se observan las líneas de flujo en el medio
poroso, donde no hay resistencia a la extracción de hidrocarburo gaseoso por los canales
de poro. Como se mencionó en la sección anterior, a medida que la presión del pozo cae
por debajo de la presión de rocío se forma una fase líquida de hidrocarburo (condensado)
y cuando las presiones capilares superan las fuerzas de arrastre del gas, el condensado
bloquea los canales de poro generando una declinación en la producción del pozo[74].
En la figura de la derecha se representa el estado en el cual hay un bloqueo por
formación de condensado, en este momento se disminuye la cantidad de intersticios para
la extracción de gas, por lo cual el gas es extraído por caminos más tortuosos originando
un decaimiento en la producción. El medio físico real está compuesto por un sistema
heterogéneo de tres fases, la primera es la fase sólida (roca de formación), la segunda es
la fase gaseosa y la tercera es la fase líquida compuesta por el hidrocarburo condensado
y el agua de formación.
26 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Figura 1. Bloqueo por formación de bancos de conden sado
A través de la revisión de la literatura se pudieron establecer los diferentes parámetros
con el fin de realizar la mejor abstracción posible del sistema real (yacimiento con daño
por formación de bancos de condensado). A partir de estas herramientas recogidas se
proponen las condiciones que debe tener la caja de simulación que represente el
comportamiento que tendría el sistema real.
La fase sólida se representa geométricamente como un poro rectangular, en el cual se
analiza el fenómeno de alteración de humectabilidad. En la sección 2.1.5 se describen
con mayor detalle las consideraciones que se tuvieron en cuenta para simular la roca de
formación.
Para representar las fases de hidrocarburos, se tomó en cuenta la patente desarrollada
por Pope et. al. en 2010 [75], en la cual se presenta el efecto de surfactantes de
estructuras fluorocarbonadas sobre fluidos representativos de un yacimiento de gas
condensado. En la tabla 1 se presenta la composición de uno de esos fluidos
representativos. Teniendo en cuenta esta composición, en este trabajo se decidió
representar a la fase gaseosa como metano a condiciones de yacimiento y el
hidrocarburo en fase líquida se simuló como heptano, debido a que representa el mayor
porcentaje molar.
En la siguiente sección se describen detalladamente cada uno de los modelos
considerados para la simulación de las fases mencionadas.
Capítulo 2 Modelo 27
Tabla 1. Composición del fluido representativo de u n yacimiento de gas condensado
Componente % Molar
Metano 83
n-butano 4
n-heptano 7,2
n-decano 4
n-dodecano 1,8
2.1.1 Condiciones de simulación
Un punto crucial en la preparación de la prueba en dinámica molecular es la selección de
las condiciones de simulación, esto está sujeto a dos conceptos claves. El primero
consiste en el nivel de detalle que el modelo tendrá como parte de la abstracción del
sistema real. Por ejemplo, se sabe que para simular una mol de cualquier compuesto se
estaría considerando un modelo en simulación molecular que comprende la interacción
de 6,023 × 10�� moléculas (número de Avogadro), lo cual genera un costo
computacional enorme. El segundo aspecto es precisamente el costo computacional
generado por el modelo propuesto. De ahí que escoger las condiciones bajo las cuales
se van a desarrollar las simulaciones sea un punto clave para el éxito de los resultados
obtenidos, en donde se debe simplificar el modelo en aras de tener un tiempo
computacional razonable, pero sin dejar de lado detalles importantes que impidan la
representatividad del sistema real a partir del modelo en simulación molecular.
Uno de los principales parámetros en el diseño de una prueba en dinámica molecular es
el dimensionamiento de la caja de simulación, la cual debe garantizar el estado de las
fases estudiadas, es decir que cumplan con el parámetro de densidad del sistema
macroscópico. El dimensionamiento de la caja de simulación se realizó a partir de la
cuantificación de las densidades de cada una de las fases (agua, aceite, gas), teniendo
en cuenta algunas simplificaciones descritas a continuación.
La figura 2 muestra un diagrama de equilibrio de fases en el cual se encuentran los
yacimientos de gas condensado, a partir del cual se toman las condiciones de presión y
temperatura de yacimiento que se reprodujeron en las simulaciones. La temperatura de
yacimiento se encuentra en un valor entre 127°F y 2 50°F, el valor tomado para la
simulación es un promedio entre este rango de temperatura, 188 °F (333 K). Para la
presión se tomó un punto por debajo de la presión de rocío (≈2500 psia), con el fin de
28 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
representar el caso donde el yacimiento presenta un daño por formación de condensado.
La presión tomada corresponde al punto B2 mostrado en la figura 2, correspondiente a un
valor de 2100 psia (14479 kPa). A estas condiciones el agua y el heptano se
consideraron como líquidos incompresibles con densidades de 0,9998 gr/cm3 [73] y
0,6837 g/cm3 [76], respectivamente.
Figura 2. Diagrama presión-temperatura en yacimient os de hidrocarburos (Adaptado [77])
Para la fase gaseosa se realizó el cálculo de la densidad a condiciones de presión y
temperatura del yacimiento definido para la simulación (333 K y 2100 psia), usando la
ecuación de estado de Peng- Robinson. Los resultados del factor de compresibilidad,
densidad y dimensiones de la caja de simulación para el metano se presentan en la tabla
2.
Tabla 2. Densidad del metano a condiciones de yacim iento obtenidas con la ecuación de Peng-Robinson (T= 333K, P=14,48 MPa)
Parámetro Valor
Factor de compresibilidad z 0,93
Densidad macroscópica [g/cm3]
0,085
Densidad molecular [moléculas/��� � 3,19x10-3
Dimensiones de la caja (512 moléculas) 40,51
Capítulo 2 Modelo 29
En las simulaciones desarrolladas se despreciaron los posibles fenómenos de solubilidad
de la fase gaseosa en la líquida. Debido a que las fases líquidas se consideraron
inmiscibles, el volumen de la mezcla de fases se calculó a partir de la ecuación 2.1,
donde X representa la composición de la mezcla.
������� � �������� � ��� ���� � � �!�"#�$%�!�"#�$% (2.1)
2.1.2 Modelo del agua
Para simular las moléculas de agua se escogió el modelo rígido SPC/E presentado por
Berendsen et al. [78], donde no hay estiramiento de los enlaces o flexiones en el ángulo.
Este modelo consta de tres puntos de cargas localizados en el oxígeno y en los dos
hidrógenos como se puede observar en la figura 3. La interacción entre dos moléculas de
agua cuyos oxígenos se encuentran separados por una distancia roo está dada por un
término de repulsión-atracción entre los oxígenos, modelados por el potencial Lennard-
Jones, más un término que representa la interacción electrostática entre las cargas
cuantificado a través del modelo de Coulomb. El modelo del potencial SPC/E se
muestran en la ecuación 2.2, y los parámetros de este modelo se reportan en la tabla 3.
Figura 3.Modelo molecular del agua (SPC/E)
&'(%%, )*+, � 4.%% / 012234
� 512267 � 8
9:;2∑ ∑ =>=?
1>?�+@8
�*@8 (2.2)
30 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Tabla 3. Parámetros del modelo SPC/E del agua
Compuesto Componente A[C]� D /kb [K]
EF [eV]
GHE [grad]
IHE [C]�
Agua
O 3,166 78,2 −0.8476 109,47 1.0
H 0 0 +0.4238
Para garantizar que los parámetros configuracionales de longitud y ángulo de enlace
permanezcan constantes se implementó el algoritmo SHAKE, el cual aplica una serie de
restricciones a las ecuaciones de movimiento de los átomos. Para fijar la temperatura de
la caja simulación, se implementó el algoritmo de termostato de Nose – Hoover, el cual
es ampliamente usado en simulaciones de líquidos [79]. Con el propósito de cuantificar
las interacciones electrostáticas de largo alcance, se usó el método de sumas de Ewald
[80].
2.1.3 Modelo de los hidrocarburos
Para simular la fase gaseosa y líquida de hidrocarburo (metano y heptano), se usó el
potencial TraPPE–UA [81], este potencial representa al heptano como una molécula de
siete nodos de interacción en los cuales no se especifican los hidrógenos, por lo cual los
sitios de cálculo corresponden a las posiciones de los átomos de carbono. Por tal razón
la simulación del metano se asume como un solo punto de interacción. El potencial
TraPPE-UA se emplea ampliamente en el estudio de grupos orgánicos como los alcanos
lineales y ramificados, alcoholes, esteres, cetonas y aldehídos. El modelo de cálculo para
el potencial TraPPE-UA se muestra en la ecuación 2.3, el potencial es función de las
energías de van der Waals, y las estructurales de la molécula como lo son los ángulos y
longitudes de los enlaces. Los parámetros del potencial TraPPE-UA en la contribución
Lennard-Jones para el heptano y metano se presentan en la tabla 4. El metano no tiene
aportes energéticos al potencial generados por las flexiones de ángulos y enlaces,
debido a que el modelo lo considera como un solo punto de interacción.
&(1>?,K,�) � ∑∑4.*+ MNO>?1>?P8� � NO>?1>?P
QR � ∑ ST�á$� �%� (V − V�=)� � ∑ SX
��$����� (Y − Y�=)�(2.3)
Capítulo 2 Modelo 31
Tabla 4. Parámetros del modelo TraPPE-UA
Compuesto Componente A(C)� D
/kb (K)
ZG/\][K ]
GHE[grad ] ZI/\][K ]
IHE [Å]
Heptano
CH3 3,75 98 62,5 114 10,7 1,54
CH2 3,95 46
Metano CH4 3,73 148 NA NA NA NA
Debido a que la producción de gas se realiza mediante un proceso que se asume
isotérmico[62], el ensamble o conjunto definido para llevar a cabos las simulaciones fue
el conjunto canónico (NVT). Se usaron reglas de mezcla geométricas para calcular las
interacciones entre las distintas fases consideradas a condiciones de yacimiento (T=
353,75K, P=14,48 MPa).
2.1.4 Modelo de los surfactantes
Una pieza fundamental en el diseño de la prueba en dinámica molecular del presente
trabajo investigativo fue la escogencia de los agentes surfactantes a simular. Para ello se
recurrió a la revisión de patentes de diferentes tipos de tensoactivos probados
experimentalmente [75], [82–88]. El criterio de escogencia se basó en tener una gama de
surfactantes representativos de las tres familias identificadas a través de la revisión
bibliográfica.
La clasificación y escogencia se basó en tres criterios: el primero fue que la estructura
molecular del surfactante estuviese totalmente identificada. En muchas referencias
bibliográficas las estructuras moleculares de los surfactantes son genéricas, con
sustituyentes expresados en términos de variables como contenido de carbono, oxígeno,
etc., esto impide tener parámetros de comparación con los datos reportados en dichas
referencias. El segundo criterio corresponde precisamente a la existencia de un
parámetro de comparación, se tuvo en cuenta que la referencia tuviese resultados
experimentales reportados de variación del ángulo de contacto o caída de la tensión
interfacial. Finalmente, el último criterio tiene relación con el desempeño del surfactante,
todas aquellas referencias que satisfacen las dos condiciones anteriores fueron
categorizadas por la estructura molecular que presentara un mayor aumento en el ángulo
de contacto o el mayor decaimiento en la tensión interfacial (líquido-sólido). Los
32 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
surfactantes seleccionados fueron el dodecilsulfanato de sodio (familia aniónicos),
perfluorodecil sílice trimetoxi (familia catódicos) y el 1-diheptafluoruro dimetilbutano
sulfonamida hidroxilaminometilpropanato (familia de los fluorinados).En la figura 4 se
muestran la estructuras moleculares de los surfactantes seleccionados y en la tabla 5 se
resumen sus características principales.
Aniónico: Dodecilsulfanato de sodio (SDS)
Catódico: Perfluorodecil sílice trimetoxi (Perflurodecil)
Fluorinado: 1-diheptafluoruro dimetilbutano sulfonamida hidroxilaminometilpropanato (Fluorinado)
Figura 4. Surfactantes seleccionados
Capítulo 2 Modelo 33
Tabla 5. Características de los surfactantes
Familia Nombre Número de la patente
Peso molecular
(g/mol)
Concentración (mM)
dimensiones caja de
simulación (Å)
Aniónico Dodecilsulfanato de sodio Merve D.
Doganci, et. al, 2011
288.38 0,04 346
Catódico Perfluorodecil sílice trimetoxi
US 7,921,911
B2
610,329 10,77 53,62
Fluorinado
1-diheptafluoruro dimetilbutano sulfonamida hidroxilaminometilpropanato
US 7,417,099
B2 708,340 2,36 89,01
Las dimensiones de la caja de simulación se obtuvieron a partir del dato de
concentración molar de los surfactantes seleccionados, usando los valores de peso
molecular y número de Avogadro se cuantificó la concentración a nivel molecular
(moléculas/���) que replica el valor de concentración reportado en la tabla 5. El volumen
de la caja de simulación se obtuvo a partir de la densidad molecular sabiendo que se
simuló una molécula de cada uno de los surfactantes seleccionados.
El modelo usado para simular cada uno de los surfactantes seleccionados, es función de
las interacciones de van der Waals representadas por el modelo de Lennard-Jones, las
interacciones electrostáticas descritas por el modelo de Coulomb, y las características
estructurales de la molécula (ángulo y longitud de enlace). En la ecuación 2.4 se
muestran los parámetros y variables que componen el modelo simulado en dinámica
molecular. En las tablas 6, 7 y 8 se reportan los parámetros para el surfactante SDS,
perflurodecil y fluorinado, respectivamente [89].
&(1>?,=>?,K,�) � ∑ =>=?9:;^1>? ���1���*+ ∑∑4.*+ MNO>?1>?P
8� � NO>?1>?PQR � ∑ ST�á$� �%� (V − V�=)� �
∑ SX��$����� (Y − Y�=)� (2.4)
34 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Tabla 6.Parámetros del potencial de interacción par a el SDS
Surfactante Átomo A (A)
D (kcal/mol) cargas Ɵeq[grad] leq
[A] kƟ
[kcal/mol.grad 2] kl[kcal/mol.A 2]
SDS
C 3,93 0,15 0 109,47 1,514 5 3,49
H 2 0,02 0 109,47 1,10 5 3,31
O 3,2 0,2 0 109,47 1,39 5 5,39
S 4 0,2 0 109,47 1,67 5 4,35
O-[Na] 3,12 0,06 -1 104,51 2,03 5 0,97
Na-[O] 3,12 0,06 +1 104,51 2,03 5 0,97
Tabla 7. Parámetros de Lennard-Jones para el perflu rodecil
Surfactante Átomo A (A)
D (kcal/mol) cargas Ɵeq[grad] leq
[A] kƟ
[kcal/mol.grad 2] kl[kcal/mol.A 2]
Perflurodecil
C 3,93 0,15 0 109,47 1,86 7 3,49
H 2 0,02 0 109,47 1,51 7 3,31
O 3,2 0,2 0 109,47 1,11 7 5,39
F 3,12 0,06 0 109,47 1,38 7 4,17
Si 4,41 0,75 0 109,47 1,38 7 5,67
C-[F] 3,50 0,09 +0,4 119,9 1,37 7 3,83
F-[C] 3,50 0,09 -0,23 119,9 1,37 7 3,83
Tabla 8. Parámetros de Lennard-Jones para el fluori nado
Surfactante Átomo A (A)
D (kcal/mol) cargas Ɵeq[grad] leq
[A] kƟ
[kcal/mol.grad 2] kl[kcal/mol.A 2]
Fluorinado
C 3,93 0,15 0 109,47 1,86 7 3,49
H 2 0,02 0 109,47 1,51 7 3,31
O 3,2 0,2 0 109,47 1,11 7 5,39
F 3,12 0,06 0 109,47 1,38 7 4,17
N 3,5 0,16 0 109,47 3,43 7 4,54
C-[F] 3,50 0,09 +0,4 119,9 1,37 7 3,83
F-[C] 3,50 0,09 -0,23 119,9 1,37 7 3,83
Capítulo 2 Modelo 35
2.1.5 Modelo de la pared
A partir de la revisión literaria se establecieron las diferentes características para simular
la fase sólida (roca de formación). En muchas de las referencias bibliográficas señaladas
en el capítulo anterior se desarrollaron estudios de fenómenos superficiales donde la fase
sólida se simplificaba como una pared de grafito, cuarzo o sílice [73], principalmente. En
algunos casos dicha fase sólida se modeló con un enfoque atomístico (construcción de la
pared átomo por átomo)[72], [73], pero en otras ocasiones se modeló como un potencial
de pared (sin considerar explícitamente cada uno de los átomos que la constituyen) [72].
Modelar la pared como un potencial tiene una fuerte influencia en la reducción del costo
computacional, debido a que los puntos de cálculo se reducen a la interacción de
cualquier átomo de las moléculas en fase líquida o gaseosa en función a la distancia
perpendicular a la pared. En el caso de paredes atomísticas el cálculo de la interacción
de la misma molécula mencionada estaría dado por el efecto de todos los átomos que
componen la pared sobre cada átomo de la molécula de fluido. En las simulaciones
realizadas en el presente trabajo investigativo se optó por simular la pared como un
potencial Lennard-Jones (ecuación 2.5).
_ � 4` a/O178� − /O17
Qb (2.5)
Los parámetros `, c usados en la representación de la roca de yacimiento son los
parámetros Lennard-Jones reportados para la sílice, los cuales definen el tamaño y
fuerza de interacción de las moléculas de fluido (agua, heptano, metano) con la pared. La
tabla 9 resume las características de la pared simulada.
Tabla 9. Parámetros Lennard-Jones pared 12/6
Parámetro valor
radio de corte [��� 14
c[��� 4,4050
`/de [K] 0,1980
36 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
2.2 Cálculo de la tensión interfacial y del ángulo de
contacto
En el estudio de alteración de humectabilidad en medios porosos usando como
parámetro de evaluación el ángulo de contacto, se diseñó una simulación molecular de la
evolución en el tiempo de la tensión interfacial. Para ello se usó dinámica molecular, que
permite establecer las propiedades termodinámicas y de transporte macroscópicas a
partir de los promedios en el tiempo de la evolución de las posiciones y velocidades de
los átomos o moléculas contenidas en la caja de simulación[62].
Realizando un balance de energía sobre la interface líquido-gas se puede obtener una
expresión para la tensión interfacial del sistema, como se muestra en las ecuaciones 2.6
y 2.7.
f_ � gh − gi (2.6)
f(& � _� � _") � gh − gi (2.7)
Si se tiene en cuenta que los cambios cinéticos y potenciales a nivel macroscópicos son
despreciables en relación a los cambios de la energía interna del sistema, y
considerando que no hay intercambio de calor con los alrededores, se obtiene que:
f& � gh (2.8)
Finalmente se tiene que el cambio en la energía interna está directamente relacionada
con el trabajo realizado por o hacia el sistema (interface), por lo cual se tiene que:
f& � cf� (2.9)
Por lo tanto la expresión que se tiene para el cálculo de la tensión interfacial es la
presentada en la ecuación 2.10.
c � jkj0 (2.10)
Capítulo 2 Modelo 37
En la figura 5 se esquematizan las diferencias de fuerzas que experimentan las
moléculas en el seno del fluido y las de la interface. Cuando se tiene el sistema en
equilibrio, se observa que la fuerza neta sobre una molécula en el seno del fluido es cero,
esto debido a que los vectores sobre todas las direcciones tienen similar magnitud, por
tanto se cancelan al calcular el efecto neto sobre dicha molécula.
Figura 5.Esquema de fuerzas para moléculas en el se no del fluido y en la interface
En el caso de moléculas ubicadas en la interface se tiene una descompensación de
fuerzas ocasionada por la interface, dichas moléculas experimentarán una fuerza
resultante neta hacia el seno de la fase originando una presión interna. Este hecho
asegura que el estado energético de las moléculas en la interface y el seno del fluido
tengan marcadas diferencias.[90].
El anterior análisis permite establecer que el comportamiento de la interface está
asociado a las diferencias energéticas entre las moléculas que se ubican en la interface y
las moléculas ubicadas en el seno del fluido. Por lo cual el cambio de la energía interna
del sistema depende de estas variaciones energéticas mencionadas, las cuales a su vez,
dependen de las interacciones intermoleculares que experimentan las moléculas sobre la
interface y las del seno del fluido. Las contribuciones más importantes a las interacciones
intermoleculares no enlazantes son las interacciones electrostáticas y las de Van der
Waals, que son las fuerzas que determinan la evolución temporal de las posiciones y
velocidades de los átomos [73]. En términos de interacciones moleculares, la ecuación
2.10 se puede escribir como:
38 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
σ � mnmo �
pqrs tpqruo.wo � pr
o.wo (2.11)
Donde Eyz representa la energía de no enlace, el superíndice s hace referencia al grupo
de moléculas que se encuentran en la interface; el superíndice f hace referencia al grupo
de moléculas ubicadas en el seno del fluido;Ezrepresenta la energía en exceso que tiene
el grupo de moléculas en el seno del fluido en comparación con las de la interface, esta
variable define el comportamiento de la interface y su valor numérico [73]; el parámetro A
corresponde al área molecular de fluido (agua, heptano, metano) y finalmente NA
corresponde al número de Avogadro (6,023 × 10��moléculas/mol). Usando la ecuación
2.11 se puede calcular la tensión interfacial para cada una de las interacciones, sólido-
liquido, gas-líquido y sólido-gas. El parámetro de área molecular de cada una de las
sustancias se reportan en la tabla 10, los cuales se obtuvieron calculando el área atómica
a partir del radio atómico, asumiendo una geometría esférica para cada átomo,
finalmente se hizo una sumatoria de las áreas/átomo usando la fórmula molecular para
cada una de las sustancias consideradas.
Tabla 10. Área molecular de cada fluido
Fluido Área molecular
Agua
[nm2/molécula]
6,85x10-3
Heptano
[nm2/molécula]
2,76
Metano
[nm2/molécula]
8,78x10-2
La estrategia de cálculo por la que se optó consiste en la realización de dos tipos de
simulaciones: la primera consiste en la evaluación de la energía de no enlace
(interacciones electrostáticas y de Van der Waals) de un sistema monofásico, con el
propósito de cuantificar el estado energético de las moléculas en el seno del fluido. La
segunda simulación se realizó sobre el fenómeno superficial, es decir, se efectuó una
simulación de las moléculas (surfactante, fluido) cerca de la pared, de esta forma se
calculó la energía de no enlace en la interface. Aunque el número de simulaciones se
aumentó en factor de dos, esta metodología permitió estudiar el fenómeno de alteración
de humectabilidad con un costo computacional moderado. En las secciones siguientes se
Capítulo 2 Modelo 39
entra en mayor detalle en la realización de cada una de las simulaciones desarrolladas
en el presente estudio.
Muchas de las referencias bibliográficas presentadas en el capítulo anterior hacen
mención al parámetro de ángulo de contacto como criterio de evaluación de la alteración
de la humectabilidad en un medio poroso. En la figura 6 se esquematiza la distribución
que tiene el sistema heterogéneo. Del equilibrio de las fuerzas del sistema líquido-gas-
sólido se obtiene el ángulo de contacto entre la fase líquida y gaseosa sobre la fase
sólida [91].
Figura 6. Ángulo de contacto del sistema heterogéne o
Realizando un balance de fuerzas sobre el eje horizontal (eje x) en el equilibrio, se
obtiene la expresión del ángulo de contacto en función de las tensiones interfaciales del
sistema (σ).
cosθ � ����������
(2.12)
Donde,
σ��= Tensión interfacial entre las fases sólida y gaseosa.
σ��= Tensión interfacial entre las fases sólida y líquida.
σ��= Tensión interfacial entre las fases gaseosa y líquida.
40 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Cabe resaltar que la fase líquida es heterogénea debido a la coexistencia de dos líquidos
inmiscibles: el agua de formación y el aceite o petróleo. En el desarrollo del presente
trabajo se consideró que el agua y el aceite son totalmente inmiscibles, por tal razón se
consideraron dos tipos de sistemas diferentes: el primero es el conformado por las fases
gas-agua-roca y el segundo está compuesto por las fases gas-aceite-roca. Por lo tanto
se realizaron los cálculos de las tensiones interfaciales y del ángulo de contacto de forma
independiente. Calculando las tensiones interfaciales entre cada una de las fases del
sistema se puede obtener el ángulo de contacto para cada una de las configuraciones
propuestas tanto para el agua como para el aceite.
2.3 Detalles de las simulaciones
La secuencia desarrollada para el estudio del fenómeno de alteración de humectabilidad
se muestra en la figura 7. Se observan tres etapas: la primera consiste en el cálculo de la
tensión interfacial (TIF) a condiciones ambiente (T= 25 °C, presión atmosférica), para el
agua y el heptano en fase líquida. Esta simulación permite evaluar el desempeño del
modelo molecular propuesto mediante de la comparación con datos reportados en la
literatura; la segunda etapa consiste en tener una referencia (simulación base), que
permita establecer las características y condiciones del sistema inicial sin la presencia de
surfactante, basados en el criterio de evaluación escogido (ángulo de contacto);
finalmente la tercera etapa consiste en el estudio del sistema heterogéneo a partir del
suministro del agente surfactante.
Capítulo 2 Modelo 41
Figura 7. Secuencia de las simulaciones en dinámica molecular
2.3.1 Verificación del modelo
En esta sección se presenta la secuencia seguida para la primera etapa de las
simulaciones realizadas. El cálculo de las tensiones interfaciales tanto para el agua como
para el heptano en fase líquida a condiciones ambiente (293K y 1 atmósfera,) se realizó
calculando la diferencia energética de no enlace de las moléculas de la interface y las
moléculas en el seno del fluido. Para simular la interface se diseñó una caja de
simulación con 512 moléculas de fluido (agua o heptano) implementando un ensamble
canónico (NVT), las fronteras se definieron como paredes reflectivas. Este tipo de
paredes simula la interacción fluido-vacío, de tal forma que se pueda representar la
interface fluido-aire de un sistema real a condiciones ambiente.
La metodología que se implementó está compuesta por tres etapas: equilibrar, identificar
y calcular. En la primera etapa se simuló el sistema a partir de una configuración
ordenada de las moléculas, se dejó evolucionar en el tiempo hasta que el sistema
alcance el equilibrio (estabilización de la energía total). La etapa de identificación se
realizó a partir de la creación de dos archivos, el primero guarda la información de la
simulación (velocidades y posiciones de las moléculas) de tal forma que se pueda
42 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
reiniciar la simulación desde esta configuración alcanzada. El segundo archivo
corresponde a las coordenadas cartesianas de las moléculas que permitieron identificar
el grupo de moléculas cercanas a la pared reflectiva de la caja de simulación, y un grupo
de moléculas en el centro de la caja de simulación, con el propósito de poder calcular las
energías de no enlace a dichos grupos de moléculas. Finalmente, en la última etapa se
calcularon las energías de no enlace de los grupos identificados, simulando el sistema a
partir del archivo de reiniciación. El cálculo de la tensión interfacial se realizó usando la
ecuación 2.11 y aplicando los modelos moleculares reportados en las secciones 2.1.2 y
2.1.3. Los resultados de las energías en el seno del fluido y en la interface, los tiempos
de simulación y las tensiones interfaciales del agua y el heptano se reportan en las
secciones 3.1.1 y 3.1.2 respectivamente.
2.3.2 Simulaciones para el cálculo del ángulo de co ntacto
Como se hizo referencia en la figura 7, las simulaciones de cuantificación del ángulo de
contacto están compuestas por el análisis del sistema sin la presencia del surfactante y
con surfactante. La simulación del sistema sin surfactante comprende el estudio de dos
sistemas heterogéneos, el primero es el sistema pared-agua-metano, y el segundo es el
sistema pared-heptano-metano. De estas simulaciones se calculan las tensiones
interfaciales para las interacciones líquido-sólido, líquido-gas y gas-sólido, y se cuantifica
el ángulo de contacto sin la presencia de surfactante de los dos sistemas heterogéneos.
Las simulaciones con surfactante están compuestas por el estudio de cada uno de los
surfactantes seleccionados (ver tabla 5). Como se mencionó anteriormente, el estudio de
los sistemas en presencia del surfactante se hizo en dos partes, la primera corresponde
al estudio de las energías en el seno del fluido (agua, heptano, metano). La segunda
parte está compuesta por los fenómenos cercanos a la pared, estudiados a partir de los
sistemas pared-surfactante-agua-metano y pared-surfactante-heptano-metano. A
continuación se describen las principales características tenidas en cuenta en el
desarrollo de cada una de las simulaciones planteadas.
Capítulo 2 Modelo 43
� Ángulo de contacto sin surfactante
El estudio del ángulo de contacto sin surfactante se desarrolló a partir de la cuantificación
de las interacciones interfaciales líquido-gas, líquido-sólido y gas-solido, para ello se
realizó una simulación para cada caso.
Para el estudio del sistema agua-pared se simularon 512 moléculas de agua sobre una
pared Lennard-Jones ubicada en la parte inferior sobre el eje Z. Se implementó un
ensamble canónico (NVT), la simulación se realizó a condiciones de yacimiento (T=
333K, P=14,48 MPa), en una caja de simulación cúbica de 24,8 �� de longitud. Se usaron
condiciones periódicas en dirección X, Y, con el propósito de cuantificar las interacciones
electrostáticas de largo alcance.
La cuantificación de las interacciones del hidrocarburo en fase líquida (heptano) y
gaseosa (metano) con la fase sólida se realizó siguiendo la misma metodología
planteada en el estudio de la interacción agua-pared. Igualmente, el número de
moléculas simuladas fueron 512 moléculas para cada compuesto, el ensamble
implementado fue un canónico (NVT) y se simuló a condiciones de yacimiento (T= 333K,
P=14,48 MPa). Las dimensiones de la caja de simulación para el heptano fueron de 72 x
53,6 x 34,4 �� , la geometría de la caja corresponde a un prisma rectangular debido a que
tienen una longitud predominante correspondiente a la longitud de la cadena de
hidrocarburo; las dimensiones de la caja de simulación cúbica para el metano fueron de
50,24 ��. Debido a las características no polares de los hidrocarburos las moléculas de
heptano y metano no presentan interacciones electrostáticas, por lo cual la energía de no
enlace tiene el aporte de las fuerzas de Van der Waals únicamente.
El estudio de la interface gas-líquido tanto para el sistema agua-metano como para el
sistema heptano-metano se realizó en una caja de simulación de 216 moléculas de cada
componente. Las dimensiones de las cajas de simulación fueron calculadas usando la
ecuación 2.1, en la cual se suman los volúmenes para cada compuesto multiplicado por
la composición molar; las dimensiones de la caja cúbica para el sistema agua-metano
fueron 52,2054 �� y para el sistema heptano-metano las dimensiones de la caja fueron 80
x 65,52 x 48 ��. Las simulaciones se desarrollaron bajo condiciones de yacimiento (T=
333K, P=14,48 MPa), se implementó un ensamble canónico (NVT) y las fronteras se
44 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
definieron periódicas en los tres ejes X,Y,Z. Para la simulación agua-metano se
cuantificaron las interacciones electrostáticas de largo alcance usando el método de las
sumas de Ewald [80], para la simulación metano-heptano se las interacciones
electrostáticas de corto y largo alcance no fueron consideradas debido a la ausencia de
carga.
La metodología seguida para el cálculo de cada una de las tensiones interfaciales fue la
misma para todos los casos: equilibrar, identificar y cuantificar. Las simulaciones se
corrieron hasta equilibrar el sistema, en las simulaciones con ensambles NVT la energía
total del sistema es el criterio a partir del cual se determina si el sistema alcanza el
equilibro, momento en el cual la energía presenta fluctuaciones pequeñas. La
identificación consiste en la creación de los grupos de moléculas ubicadas en la interface
y las moléculas ubicadas en el seno del fluido, pare ello se generaron archivos de
posiciones cartesianas xyz para identificar cada uno de estos grupos. A partir de la
identificación de los grupos de moléculas en el equilibrio se cuantificaron las energías de
no enlace para cada grupo, y posteriormente se calcularon las tensiones interfaciales
para cada sistema (ecuación 2.11), y finalmente usando la ecuación 2.12 se calcularon
los ángulos de contacto sin surfactante para los sistemas pared-agua-metano y pared-
heptano-metano. En la sección 3.2 se reportan los datos de tiempo de simulación y paso
del tiempo de cada simulación y los resultados de la cuantificación del ángulo de contacto
sin la presencia de surfactante.
� Ángulo de contacto con surfactante
Como se mencionó anteriormente, debido a las bajas concentraciones del surfactante
comúnmente empleadas (ver tabla 5), el estudio en dinámica molecular demandaría un
costo computacional enorme. Para posibilitar el estudio se analizaron los sistemas por
separado (superficial y en el seno del fluido). Las simulaciones de los sistemas
monofásicos agua, heptano, metano se realizaron usando fronteras periódicas, siguiendo
la misma metodología presentada en la sección anterior.
El estudio del fenómeno superficial para cada uno de los surfactantes se realizó
siguiendo la misma secuencia: en primera medida se calcularon las dimensiones de las
cajas de simulación a partir de la concentraciones de los surfactantes reportadas en la
Capítulo 2 Modelo 45
referencias (ver tabla 5), posteriormente se procedió a realizar una simulación de
equilibración entre la pared y una molécula de surfactante, con el fin de determinar cuál
es la mejor disposición configuracional de surfactante sobre la pared. Se generó un
archivo para reiniciar la simulación a partir del sistema equilibrado pared-surfactante, de
estos resultados se partió para la evaluación de las interacciones líquido-sólido, gas-
sólido. La reiniciación de la simulación se hizo adicionando la fase fluida (líquido, gas), al
resultado de la simulación pared-surfactante. Las moléculas de la fase fluida fueron
ubicadas sobre la molécula de surfactante de tal forma que se recubra toda la superficie
del mismo y poder evaluar la interacción surfactante-fluido
El estudio de la interacción líquido-gas en presencia de los surfactantes seleccionados,
se realizó ubicando la molécula de surfactante y sobre ella la fase líquida y gaseosa, con
el fin de evaluar el efecto que éste tiene sobre el comportamiento de las dos fases. El
cálculo del ángulo de contacto en presencia de cada uno de los surfactantes se realizó
siguiendo la misma metodología en la cuantificación del ángulo de contacto sin
surfactante. Los tiempos de simulación, equilibración, paso en el tiempo y los resultados
de las energías en el seno del fluido, en la interface, las tensiones interfaciales y los
ángulos de contacto para cada surfactante se reportan en la sección 3.3.
3. Resultados
En este capítulo se presentan los resultados de las simulaciones, obtenidos siguiendo la
secuencia presentada en la figura 7. El orden de los resultados presentados es acorde al
desarrollo de cada una de las actividades del presente trabajo investigativo. En principio
se presentan los resultados de las simulaciones de verificación del modelo (tensión
interfacial del agua y heptano) seguido de las simulaciones de cuantificación del ángulo
de contacto sin surfactante, y finalmente los resultados de las simulaciones de sistema
en presencia de cada uno de los agentes surfactantes seleccionados, y su
correspondiente comparación con el dato experimental reportado en la literatura.
3.1 Tensión interfacial agua y heptano en fase líqu ida a condiciones ambiente
Siguiendo la metodología presentada en la sección 2.3.1 se obtuvieron los siguientes
resultados de las tensiones interfaciales del agua y el heptano en fase líquida a
condiciones ambiente.
3.1.1 Tensión interfacial del agua
La figura 8 muestra la configuración inicial y final del sistema analizado. Se puede
observar que la configuración inicial corresponde a una distribución ordenada de todas
las moléculas de agua, y se obtuvo al final una configuración en el equilibrio
desordenada, coherente con las condiciones de simulación planteadas (T= 293K, presión
atmosférica).
48 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Figura 8. Configuración inicial y final de las simu laciones de la tensión interfacial del agua, (T=293 K y
P=1atm)
La figura 9 muestra la evolución en el tiempo de la energía total del sistema y la
temperatura, en estas figuras se puede ver que el equilibrio se alcanza aproximadamente
a los 100ps, el paso del tiempo fue de 0,01fs.
Figura 9. Energía total y temperatura del agua a co ndiciones ambiente
En la figura 10 se muestra la función de distribución radial de las interacciones oxígeno-
oxígeno de la configuración final de la simulación, la cual presenta una buena
aproximación con los datos experimentales [92], lo que permite establecer que las
condiciones finales de la simulación son acordes con el agua en fase líquida a
condiciones ambiente (T= 293K, P= 1atm).
Capítulo 3 Resultados 49
Figura 10. Función de distribución radial oxígeno-o xígeno del agua en la fase líquida (T= 293K, P=
1atm)
Después de identificar los grupos de moléculas en la interface (cercanos a la pared
reflectiva), y las moléculas en el seno del fluido (centro de la caja de simulación) se
calcularon las energías de no enlace y la tensión interfacial (datos reportados en la tabla
11). Los resultados de la simulación planteada para la cuantificación de la tensión
interfacial a condiciones ambiente mostraron una muy buena aproximación al valor
experimental reportado en la referencia [73], con un porcentaje de error por debajo del
1%. Por lo anterior se puede decir que el modelo SPC/E para el agua produce valores de
tensión interfacial con una buena aproximación a sistemas reales.
Tabla 11. Resultados tensión interfacial del agua ( T=293K y P=1atm)
Variable Valor Ene_centro [kJ/mol] 244,29 Ene_pared [kJ/mol] -53,68 Ene [kJ/mol] 297,97
TIF agua (simulación) [mN/m] 72,25 TIF agua (experimental)[73] [mN/m] 72,69
% error -0,8%
50 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
3.1.2 Tensión interfacial del heptano
De igual forma, se calculó la tensión interfacial del heptano en fase líquida a condiciones
ambiente. La figura 11 muestra el cambio configuracional en la simulación realizada.
Figura 11. Configuraciones inicial y final de la si mulación de la tensión interfacial del heptano (T=293K y P=1atm)
Siguiendo la secuencia planteada en la sección anterior, se pudo calcular las energías de
no enlace para los grupos de moléculas cercanos a la pared reflectiva y el grupo de
moléculas en el centro de la caja de simulación, los resultados se muestran en la tabla
12. La figura 12 muestra la evolución en el tiempo de la energía total y la temperatura del
sistema, se puede observar que el equilibrio se alcanza en un tiempo de 300ps
aproximadamente, con un paso en el tiempo de 0,01 fs.
Figura 12. Energía total y temperatura del heptano (T=293K y P=1atm)
Capítulo 3 Resultados 51
En la figura 13 se muestra la función de distribución radial para el heptano a condiciones
ambiente (T=293K y P=1atm), se muestra una buena aproximación con la función
reportada en la literatura [93], lo cual evidencia que la configuración final corresponde al
heptano en fase líquida.
Figura 13. Función de distribución radial del hepta no para las interacciones CH3-CH3 a condiciones ambiente (T=293K y P=1atm)
Para este caso también se obtuvo una buena aproximación al dato experimental
reportado en la literatura [76] (ver tabla 12), alcanzando de igual forma una desviación
respecto a este valor cercano al 1%. A partir de los resultados obtenidos se determina
que el potencial TraPPE-UA representa de forma apropiada los valores de tensión
interfacial para el heptano.
Tabla 12. Resultados de la tensión interfacial del heptano (T=293K y P=1atm)
Variable Valor Ene_centro [kJ/mol] -314115 Ene_pared [kJ/mol] -172697 Ene [kJ/mol] 141418
TIF heptano (simulación) [mN/m] 20,29 TIF heptano (experimental)[76] [mN/m] 20,5
% error -1,03%
52 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
3.2 Cálculo del ángulo de contacto sin surfactante
Para la cuantificación del ángulo de contacto sin surfactante se estudiaron los sistemas
pared-agua-metano y pared-heptano-metano, los resultados obtenidos de las
simulaciones realizadas se presentan a continuación.
3.2.1 Sistema pared-agua-metano
Siguiendo la secuencia presentada en la sección 2.3.2 se obtuvieron los siguientes
resultados. Los tiempos de simulación, equilibración y paso en el tiempo se reportan en
la tabla 13 para las interacciones líquido-sólido, líquido-gas y gas-sólido.
Tabla 13. Parámetros temporales de la simulación si n surfactante del sistema pared-agua-metano
Interacción
Tiempo de
simulación
(ps)
Tiempo de
equilibración
(ps)
Paso en
el tiempo
(fs)
Pared-agua 100 60 0,01
Pared-metano 100 20 0,1
Agua-metano 20 11,4 1,0
En la figura 14 se muestra la evolución en el tiempo de las energías de los grupos de
moléculas de agua en la interface y en el seno del fluido. A partir del sistema en equilibrio
se cuantificaron las tensiones interfaciales y el ángulo de contacto reportados en la tabla
14. Los resultados permiten establecer que el sistema sin surfactante es humectable al
agua, debido al bajo valor para el ángulo de contacto.
Los resultados reportados en la tabla 14 establecen una interacción pequeña entre la
fase gaseosa y sólida, reflejado en un valor pequeño de la tensión interfacial metano-
pared. Por otra parte, los valores de las tensiones interfaciales agua-pared y agua-
metano resultan similares en magnitud, pero teniendo mayor afinidad el agua con la fase
sólida que con la fase gaseosa, manifestado por un valor de tensión interfacial de la
interacción líquido-sólido mayor al valor de la tensión interfacial líquido-gas.
Capítulo 3 Resultados 53
Figura 14. Energías de los grupos de moléculas de a gua en la interface y el seno del fluido, a) pared-
agua, b) pared-metano, c) agua-metano
Tabla 14. Ángulo de contacto del agua sin surfactan te
Sistema Enes
[kJ/mol] Ene
f
[kJ/mol] Ene[kJ/mol] σ [mN/m]
Ángulo de contacto
[grad] agua-pared -339346,88 -151870,06 187476,81 75,35
12,57 agua-metano 797975,38 792374,91 5600,47 77,65 metano-pared -13606,66 -11680,95 -1925,71 3,65
3.2.2 Sistema pared-heptano-metano
De igual forma se calcularon las tensiones interfaciales para el sistema que contempla la
fase líquida como heptano. Los tiempos de simulación, equilibración y paso del tiempo
que se manejaron en la cuantificación del ángulo de contacto sin surfactante se reportan
en la tabla 15.
a b
c
54 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Tabla 15.Parámetros temporales de la simulación sin surfactante del sistema pared-heptano-metano
Interacción
Tiempo de
simulación
(ps)
Tiempo de
equilibración
(ps)
Paso en
el tiempo
(fs)
Pared-heptano 400 300 0,01
Pared-metano 100 20 0,1
Heptano-metano 200 142 0,01
La figura 15 muestra la evolución en el tiempo de las energías de los grupos de
moléculas en la interface y en el seno del fluido. A partir del sistema en equilibrio se
obtuvieron los resultados reportados en la tabla 16 de las tensiones interfaciales y el
ángulo inicial del sistema pared-heptano-metano.
Figura 15.Energías de los grupos de moléculas de he ptano en la interface y el fluido, a) interacción
pared-heptano, b) interacción heptano-metano
El pequeño valor del ángulo de contacto del heptano, cuantificado a partir de las
simulaciones sin la presencia de surfactante, permite establecer que el heptano se
encuentra mojando la pared. Para el sistema pared-heptano-metano se observa que la
fase líquida tiene mayor afinidad a interactuar con la fase sólida, por lo cual el valor de la
tensión interfacial del heptano-pared es mayor a la tensión del metano-pared.
a b
Capítulo 3 Resultados 55
Tabla 16. Ángulo de contacto del heptano sin surfac tante
Sistema Ene
s Enef Ene σ
Ángulo de contacto
(J/mol) (J/mol) (J/mol) (mN/m) (grad)
heptano-pared -27948,58 -127707,04 99758,46 117,65 17 heptano-metano -334,98 -11246,53 10911,54 119,21
metano-pared -13606,66 -11680,95 -1925,71 3,65
3.3 Cálculo del ángulo de contacto con surfactante
En esta sección se presentan los resultados de la cuantificación del ángulo de contacto
en presencia del surfactante. Como se mencionó en sección 2.3.2 el estudio en dinámica
molecular del fenómeno superficial y en el seno del fluido se hizo por separado con el
propósito de tener un costo computacional razonable. Los resultados del estudio de la
energía en el seno del fluido para el agua, heptano y metano son transversales a la
cuantificación del ángulo de contacto de cada surfactante. A continuación se presentan
los resultados obtenidos a partir de las simulaciones de los sistemas mencionados para
cada surfactante.
3.3.1 Energía de no enlace en el seno del fluido
Las simulaciones monofásicas a condiciones de yacimiento (T=333K y P=1atm) en fase
líquida para el agua, el heptano, y en fase gaseosa para el metano, permitieron
establecer las energías asociadas a las fuerzas cohesivas entre las moléculas de la
misma fase. Los resultados obtenidos se reportan a continuación para cada compuesto.
A diferencia de los cálculos de la sección anterior, los de esta sección se realizaron con
condiciones periódicas en las tres direcciones.
� Agua
La figura 16 muestra la evolución en el tiempo de la energía total y temperatura del
sistema, el tiempo se simulación fue de 10 ps con paso de 0,1 fs, el sistema alcanzó el
equilibrio a los 6 ps aproximadamente. Los resultados de la energía de no enlace de los
grupos de moléculas de agua en el seno del fluido se reportan en la tabla 17.
56 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Figura 16. Energía del agua en el seno de la soluci ón a condiciones de yacimiento (T= 353,75K,
P=14,48 MPa)
� Heptano
La simulación de 512 moléculas de heptano en fase líquida con fronteras periódicas
permitió cuantificar la energía de no enlace de un grupo de moléculas en el seno del
fluido (centro de la caja de simulación), teniendo en cuenta únicamente el aporte de las
fuerzas de Van der Waals. La figura 17 muestra la evolución en el tiempo de la energía
total y temperatura del sistema, el tiempo total de simulación fue 1000 ps con un paso de
0,01fs, el sistema alcanzó el equilibrio a los 500ps aproximadamente. Los resultados de
la energía de no enlace del grupo de moléculas de heptano en el seno el fluido se reporta
en la tabla 17.
Figura 17. Energía y temperatura del heptano en el seno de la solución a condiciones de yacimiento
(T= 333K, P=14,48 MPa)
Capítulo 3 Resultados 57
� Metano
La simulación de 512 moléculas de metano en fase gaseosa con fronteras periódicas
permitió cuantificar la energía de no enlace de un grupo de moléculas en el seno del
fluido (centro de la caja de simulación). En la figura 18 muestra la evolución en el tiempo
de la energía total y temperatura del sistema, el tiempo de simulación fue de 20 ps con
un paso en el tiempo de 0,2 ps, el sistema alcanzó el equilibrio a los 10 ps
aproximadamente. Los resultados de la energía de no enlace del grupo de moléculas de
metano en el seno el fluido se reporta en la tabla 17.
Figura 18. Energía y temperatura del metano a condi ciones de yacimiento (T= 333K, P=14,48 MPa)
3.3.2 Energía de no enlace en la superficie
En esta sección se presentan los resultados del estudio sobre la superficie en presencia
del surfactante, que permitieron determinar las características y parámetros a nivel
molecular, relevantes en el proceso de alteración de humectabilidad. A continuación se
presentan los resultados obtenidos en el orden secuencial en que se realizó el estudio de
cada uno de los surfactantes.
� Docecilsulfanato de sodio (SDS)
La cuantificación de las tensiones interfaciales para el cálculo de ángulo de contacto se
realizó para cada uno de los sistemas: pared-surfactante-agua-metano y pared-
surfactante-heptano-metano. A partir de la metodología planteada en la sección 2.3.2 se
obtuvieron los resultados reportados en esta sección.
58 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
En la figura 19 se muestra la evolución de la energía total y la temperatura del sistema en
el estudio de la interacción líquido-sólido, el tiempo de simulación para el sistema agua-
pared fue 500 ps con un paso en el tiempo de 0,1 fs, el sistema alcanza el equilibrio a los
200 ps aproximadamente.
Para el sistema: heptano-pared el tiempo de simulación fue de 2000 ps con un paso en el
tiempo de 0,001 fs, el sistema alcanza el equilibrio a los 1500 ps aproximadamente. Los
resultados de la energía de no enlace calculadas en estas simulaciones se reportan en la
tabla 17.
Agua-pared Heptano-pared
Figura 19. Energía total y temperatura de la intera cción líquido sólido en presencia del SDS (T=333K, P=14,48 MPa)
Los resultados cuantitativos del cambio de la energía total y la temperatura del sistema
en el tiempo se presentan en la figura 20. El tiempo de simulación para el sistema: agua-
metano fue de 400ps con un paso en el tiempo de 0,01 fs, el sistema alcanzó el equilibrio
Capítulo 3 Resultados 59
a los 300 ps aproximadamente. El tiempo de simulación para el sistema heptano-metano
fue de 30 ps con un paso en el tiempo de 0,1 fs, el sistema alcanzo el equilibrio a los 12
ps aproximadamente. Los resultados de la energía de no enlace calculadas en estas
simulaciones se reportan en la tabla 17.
Agua-metano Heptano-metano
Figura 20. Energía total y temperatura de la intera cción líquido-gas en presencia del SDS (T= 333K, P=14,48 MPa)
La simulación de la interacción gas-sólido es común a los resultados obtenidos para los
sistemas pared-SDS-surfactante-agua-metano y pared-SDS-heptano-metano. En la
figura 21 se muestra la evolución en el tiempo de la energía total y la temperatura del
sistema, el tiempo de simulación para el sistema metano-pared fue de 300 ps con un
paso en el tiempo de 0,1 fs, el sistema alcanzó el equilibrio a los 200 ps
aproximadamente.
60 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Metano-pared
Figura 21. Energía total y temperatura de la intera cción gas-sólido en presencia del SDS (T= 333K, P=14,48 MPa)
A partir de los resultados anteriores se cuantificaron las tensiones interfaciales (ecuación
2.11), el ángulo de contacto para cada uno de los sistemas: pared-SDS-agua-metano y
pared-SDS-heptano-metano se realizó usando la ecuación 2.12, los resultados obtenidos
se muestran en la tabla 17.
Tabla 17. Ángulo de contacto en presencia del surfa ctante SDS, (T= 333K, P=14,48 MPa)
Sistema Enes
(J/mol) Ene
f (J/mol)
Ene (J/mol)
σ (mN/m)
Ángulo de contacto
(simulación) (grad)
Ángulo de contacto
(experimental) (grad)
% error
agua-pared -430548,05 -151497,29 279050,7643 67,7 90,86 90 [94] 0,95 agua-metano 16617114,46 -151497,29 16768611,74 4066,2
metano-pared -7437,88 -11832,72 4394,835203 6,8 heptano-pared 10833,23 -127707,04 138540,26 43,73
38,57 39 [95] -1,11 heptano-metano 34436,44 -127707,04 162143,48 51,18 metano-pared -9868,39 -11832,72 1964,33 3,71
Los resultados obtenidos en las simulaciones muestran una muy buena aproximación
respecto a los datos experimentales reportados en la literatura [94], [95], la concentración
del surfactante SDS reportada en la tabla 3 (0,04 mM) se usó para las simulaciones que
consideran la fase líquida como agua. La concentración que se usó en las simulaciones
que consideran la fase líquida como heptano fue 8,1 mM, reportada en el trabajo
desarrollado por Standenes et. al [95].
Capítulo 3 Resultados 61
En el anexo A se muestran las imágenes de las configuraciones iníciales y finales de las
simulaciones realizadas en presencia del surfactante SDS. Las imágenes muestran una
fuerte afinidad de los hidrógenos de las moléculas de agua con la cabeza polar del
surfactante. Por otra parte, las moléculas de hidrocarburo (metano y heptano) tienen
mayor afinidad a interactuar con la cola no polar del surfactante. En las imágenes se
muestra un recogimiento de las fases líquidas en las cuales el surfactante rodea las
moléculas, fenómeno que macroscópicamente se evidencia en el aumento del ángulo del
contacto (recogimiento de la gota sobre la superficie).
� Perflurodecilsílice trimetoxi(Perflurodecil)
El segundo surfactante evaluado en dinámica molecular fue el perflurodecil el cual tiene
una estructura fluorocarbonada, el enlace carbono-flúor genera cargas parciales que
proporcionan características electrostáticas importantes en el proceso de alteración de
humectabilidad. En la figura 22 se muestra la variación en el tiempo de la energía total y
la temperatura del sistema para las interacciones líquido-sólido en presencia del
perflurodecil, los resultados cuantitativos se reportan en la tabla 18.
Agua-pared Heptano-pared
Figura 22. Energía total y temperatura de la intera cción líquido-sólido en presencia del perflurodecil , (T= 333K, P=14,48 MPa)
62 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
Los resultados cuantitativos del cambio de la energía total y la temperatura del sistema
en el tiempo se presentan en la figura 23 para la interacción líquido-gas. Los resultados
de la energía de no enlace calculadas en estas simulaciones se reportan en la tabla 18.
Para el sistema agua-metano el tiempo de simulación fue de 100 ps con un paso del
tiempo de 0,1 fs, el sistema alcanza el equilibrio a los 60 ps aproximadamente. El sistema
heptano-metano tuvo un tiempo de simulación de 500 ps con un paso en el tiempo de
0.01 fs, el sistema llega al equilibrio a los 400 ps aproximadamente.
Agua-metano Heptano-metano
Figura 23. Energía total y temperatura de la intera cción líquido-gas en presencia del perflurodecil, ( T= 333K, P=14,48 MPa)
Como se mencionó anteriormente, los resultados de la cuantificación de las interacciones
gas-sólido son transversales en el estudio de los sistemas pared-perflurodecil-agua-
metano y pared-perflurodecil-heptano-metano. En la figura 24 se muestra la evolución en
el tiempo de la energía total y temperatura del sistema. Los resultados cuantitativos de
las energías de no enlace, tensiones interfaciales y ángulo de contacto para los dos
sistemas se reportan en la tabla 18. El tiempo de simulación fue 1000 ps con un paso en
Capítulo 3 Resultados 63
el tiempo de 0.01 fs, el sistema alcanza el equilibrio a los 500 ps aproximadamente. En la
gráfica de temperatura se observan fluctuaciones grandes, pero con una variación de
0,04 K, por lo cual la temperatura permanece muy cercana al valor deseado, T=333K.
Metano-pared
Figura 24. Energía total y temperatura de las inter acciones sólido-gas en presencia del perflurodecil, (T= 333K, P=14,48 MPa)
Las configuraciones moleculares iníciales y finales de cada simulación se muestran en
las figuras del Anexo B. Las imágenes muestran un recogimiento de las fases líquidas y
sólidas en las cuales el surfactante rodea las moléculas, fenómeno que
macroscópicamente se evidencia en el aumento del ángulo del contacto (recogimiento de
la gota sobre la superficie).
Tabla 18. Ángulo de contacto en presencia del surfa ctante perflurodecil, (T= 333K, P=14,48 MPa)
Sistema Enes (kJ/mol)
Enef (kJ/mol)
Ene (kJ/mol)
σ (mN/m)
Ángulo de contacto
(simulación) (grad)
Ángulo de contacto
(experimental)(grad)
% error
agua-pared -15,16 -151,50 136,335 33,06 91,67 93 [83] -1,43 agua-metano -2640,67 -151,50 2489,168,82 603,60
metano-pared -3,63 -11,83 8,202,07 15,51 heptano-pared -53,81 -127,71 73,894,32 23,32
70,41 ---- ---- heptano-metano -58,01 -127,71 73,894,32 18,50 metano-pared -3,63 -11,83 8202,07 15,51
El ángulo de contacto calculado para el sistema pared-perflurodecil-agua-metano, tiene
una muy buena aproximación respecto al dato experimental [83]. Para el sistema pared-
perflurodecil-heptano-metano no se cuenta con una referencia experimental que permita
64 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
evaluar el grado de aproximación del modelo, pero se espera que el valor del ángulo de
contacto predicho en la simulación conserve la buena aproximación.
� 1-diheptafluoruro dimetilbutano sulfonamida hidroxil aminometil propanato(Fluorinado)
Finalmente se presentan los resultados del surfactante fluorinado, el cual contiene una
estructura fluorocarbonada muy promisoria en el proceso de alteración de humectabilidad
de amplio espectro investigativo en la literatura. En la figura 25 se muestra la evolución
en el tiempo de la temperatura y la energía total del sistema en el estudio de las
interacciones líquido-sólido en presencia del surfactante fluorinado, los resultados
cuantitativos se reportan en la tabla 19.
Pared-agua Pared-heptano
Figura 25. Energía total y temperatura de las inter acciones sólido-líquido en presencia del fluorinado , (T= 333K, P=14,48 MPa)
El tiempo de simulación para el sistema pared agua fue de 100 ps con un paso en el
tiempo de 0,1 fs, el sistema logra el equilibrio pasados los 50 ps aproximadamente. Para
Capítulo 3 Resultados 65
el sistema heptano-pared el tiempo de simulación fue 300 ps con un paso en el tiempo de
0,01 fs, el sistema alcanza el equilibrio a los 200 ps aproximadamente.
La cuantificación de las interacciones líquido-gas se realizaron a partir de los resultados
obtenidos después de equilibrar el sistema tanto para el sistema con agua como fase
líquida como para el heptano. La figura 26 muestra la evolución en el tiempo de la
energía total y temperatura del sistema, se puede observar que el sistema agua-metano
alcanza el equilibrio a los 150 ps, el sistema heptano-metano alcanza el equilibrio a los
200 ps., los resultados cuantitativos de las tensiones interfaciales calculadas se reportan
en la tabla 19.
Agua-metano Heptano-metano
Figura 26. Energía total y temperatura de las inter acciones líquido-gas en presencia del fluorinado, (T= 333K, P=14,48 MPa)
Los resultados de la cuantificación de las interacciones gas-sólido son transversales en el
estudio de los sistemas pared-fluorinado-agua-metano y pared-fluorinado-heptano-
metano. Los resultados cuantitativos de las energías de no enlace y tensiones
66 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
interfaciales, en la figura 27 se muestra las gráficas de equilibración del sistema pared-
gas en presencia del agente surfactante fluorinado.
Metano-pared
Figura 27. Energía total y temperatura de las inter acciones sólido-gas en presencia del fluorinado, (T = 333K, P=14,48 MPa)
Finalmente la tabla 19 muestra los resultados cuantitativos de las simulaciones
realizadas en el estudio de alteración de humectabilidad implementando un surfactante
fluorinado en el sistema heterogéneo
Tabla 19. Ángulo de contacto en presencia del surfa ctante fluorinado, (T= 353,75K, P=14,48 MPa)
Sistema Enes
[J/mol] Ene
f [J/mol]
Ene [J/mol]
σ [mN/m]
TIF (experimental)
[grad]
% error
Ángulo de contacto
(simulación) [grad]
agua-pared -76966,03 -151497,29 74531,26 18,07 17[82] 6,36
106,1° agua-
metano 56867,36 -151497,29 208364,65 50,53 ---- ----
metano -pared -9645,03 -11832,72 2187,69 4,14 ---- ----
heptano -pared 57926,78 -127707,04 185633,82 58,59
96,21
----
59,77° heptano -metano
215009,99
-127707,04 342717,03 108,1
8
metano -pared -9645,03 -11832,72 2187,69 4,14
Capítulo 3 Resultados 67
Para la validación de las simulaciones realizadas con el surfactante fluorinado, se tiene
como parámetro de evaluación la tensión interfacial entre la pared y el agua reportada en
la literatura [82], los resultados obtenidos muestran una buena aproximación del modelo.
En el anexo C se muestran las imágenes de las configuraciones iníciales y finales de las
simulaciones realizadas en presencia del surfactante fluorinado. Las imágenes muestran
una fuerte afinidad de los hidrógenos de las moléculas de agua con los átomos de flúor,
por otra parte, las moléculas de hidrocarburo (metano y heptano) tienen mayor afinidad a
interactuar con la parte menos polar del surfactante. En las imágenes se muestra un
recogimiento de las fases líquidas y sólidas en las cuales el surfactante rodea las
moléculas, fenómeno que macroscópicamente se evidencia en el aumento del ángulo del
contacto (recogimiento de la gota sobre la superficie).
Los resultados finales muestran que el surfactante fluorinado es que tiene mejor
desempeño en el aumento del ángulo de contacto (106.1°) para el sistema pared-agua-
metano, ya que en su estructura molecular cuenta con enlaces C-F. Estas estructuras
fluorocarbonadas cuentan con propiedades electrostáticas que tienen un marcado
impacto sobre las moléculas de agua, las cuales experimentan un fuerte vector de fuerza
que altera el estado de humectabilidad del sistema heterogéneo. Además este tipo de
surfactantes cuentan con punto de interacción distribuidos sobre toda su estructura
molecular, a diferencia del surfactante aniónico (SDS) que tan solo tiene un punto de
interacción (cabeza polar).
Para el sistema pared-heptano-metano, el surfactante que tuvo mejor desempeño fue el
perflurodecil con un ángulo de contacto de 70,41°. Las simulaciones permitieron
establecer que el efecto que tiene el surfactante sobre el hidrocarburo en fase líquida es
orientar el heptano en posición perpendicular al surfactante. Para llevar a cabo este
fenómeno los surfactantes como el perflurodecil tiene mejor desempeño dado que su
cola polar fluorocarbonada es lineal, mientras que surfactantes ramificados por el
fluorinado tienden a desorganizar esta configuración del heptano en la interface.
4. Conclusiones y recomendaciones
4.1 Conclusiones
Los resultados reportados en el capítulo 3 permiten establecer que las técnicas de
simulación molecular son una herramienta importante en el desarrollo de estudios de
fenómenos superficiales. Los potenciales y diseños de las pruebas implementados en las
simulaciones desarrolladas para el cálculo de las tensiones interfaciales del agua y el
heptano a condiciones ambientales arrojaron resultados con porcentajes de desviación
cercanos al 1% respecto a los valores reportados en la literatura [73], [76], mostrando
una buena representatividad del modelo.
El modelo en simulación molecular para el estudio del fenómeno de alteración de
humectabilidad de cada uno de los surfactantes seleccionados presento un error
promedio de 1,42%, lo cual evidencia una buena aproximación de los modelos. Además
permite establecer que la metodología seguida para la cuantificación de las interacciones
líquido-gas, líquido-sólido y gas-sólido fue acertada y que tienen una aceptable
representatividad del sistema real.
La cuantificación del ángulo de contacto a partir de las tensiones interfaciales simuladas
permitieron establecer que el surfactante fluorinado produce el mayor aumento del
ángulo de contacto para el agua (107°) en comparaci ón con el surfactante catódico
(perflurodecil) y el aniónico (SDS) 86° y 83°, resp ectivamente, tomando como referencia
el ángulo de contacto sin surfactante reportado en la sección 3.2.1 y 3.2.2.
Las simulaciones desarrolladas permitieron establecer que las características
moleculares del surfactante son determinantes en el proceso de alteración de la
humectabilidad. La principal característica identificada en las simulaciones son las
propiedades electrostáticas que tenga la estructura molecular del agente tensoactivo, ya
70 Simulación molecular de tres tipos surfactante s para alterar
humectabilidad en yacimientos de gas condensado
que estas características son el principio fundamental en el proceso de alteración de
humectabilidad. Cabe resaltar que el presente estudio considero única y exclusivamente
la acción energética que el surfactante tiene sobre las fases fluidas y la fase sólida, es
decir, se cuantificó la variación energética de las interfaces en el medio poroso, como
consecuencia de la presencia del surfactante. Es importante reconocer que la viabilidad
técnica en la implementación de cualquier tratamiento para alterar humectabilidad no
está únicamente sujeto al criterio de ángulo de contacto, existen otros parámetros
importantes como son la compatibilidad de fluidos, capacidad de adsorción sobre la roca,
la durabilidad del tratamiento, el factor económico (costo de implementación del
tratamiento), entre otros.
Finalmente se establece que las técnicas de simulación molecular tienen un amplio
espectro investigativo en el área del petróleo, no solo para estudios de alteración de
humectabilidad sino también para la evaluación de otras alternativas de tratamientos para
recobro mejorado posibilitando generar innovación nacional en el desarrollo de los
mismos. Existen alternativas adicionales en el estudio de fenómenos en el medio poroso
en el cual la termodinámica clásica no cuenta con las herramientas para describir los
fenómenos tales como depositación y precipitación de asfáltenos, formación de escamas
orgánicas y minerales, entre otros problemas de daño de formación a los que se enfrenta
la industria petrolera nacional a diario.
4.2 Recomendaciones
Existen muchos trabajos futuros de gran relevancia tanto para la industria del petróleo
como para los proveedores de tratamientos de recobro químico. Uno de los principales
retos consiste en implementar tratamientos de alteración de humectabilidad que cuenten
con un período amplio de durabilidad, debido a que en el momento de la inyección del
tratamiento la producción del pozo tiene un marcado incremento, posteriormente la
producción vuelve a caer, haciendo necesario una reinyección de tratamiento. Encontrar
surfactantes que mantengan su efecto sobre el medio poroso en tiempos más
prolongados posibilita mejorar la relación inversión-beneficio, es decir, generar un
Capítulo 4 Conclusiones y recomendaciones 71
balance positivo entre la inversión de implementación del tratamiento y el aumento de la
producción del pozo en el tiempo.
Es importante destacar que las simulaciones realizadas simplificando la fase sólida (roca
de formación) como un potencial de pared tuvo buenos resultados en la cuantificación de
las tensiones interfaciales dado que el cálculo realizado es netamente estático y se basa
en el estudio energético en la superficie y el seno del fluido, pero para estudios de
adsorción y durabilidad del tratamiento que alteran la humectabilidad del medio poroso es
importante desarrollar modelos de pared más detallados en donde se tengan en cuenta
variables sensibles a los problemas fluidodinámicos que se pueden presentar en el medio
poroso como lo son el pH, salinidad, migraciones finos, entre otras.
Algunas de las investigaciones futuras pueden fundamentarse en el estudio de las
estructuras moleculares de los surfactantes, centrándose en la familia de los fluorinados
que han demostrado ser los más promisorios en el proceso de alteración de
humectabilidad. Es interesante establecer cuál es el efecto de la longitud de la cadena no
polar (cola del surfactante), sobre la variación del ángulo de contacto, inclusive se puede
estudiar el efecto provocado con estructuras lineales y ramificadas.
Otra alternativa en una propuesta investigativa es la evaluación de diferentes tipos de
sustituyentes que condicionen enlaces que generen cargas parciales y evaluar su
desempeño con el ángulo de contacto. Adicionalmente es importante determinar por qué
el aumento en la concentración del surfactante disminuye la efectividad del tratamiento.
Todas las anteriores propuestas están sustentadas en investigar y probar diferentes
variables de diseño de una estructura molecular que promueva una alteración de
humectabilidad en el medio poroso, desde el punto de vista técnico usando dinámica
molecular, pero no se puede dejar de lado la viabilidad y factibilidad de implementación
de un determinado tratamiento. Por esta razón es importante desarrollar estudios futuros
de diseño de estructuras moleculares de surfactantes que tengan un buen desempeño en
la alteración de humectabilidad y de menor costo en relación a los ofertados en el
mercado actual.
A. Anexo: Imágenes de las simulaciones con SDS
Sistema pared-SDS-agua-metano
Inicial Final
Par
ed-S
DS
-agu
a
SD
S-a
gua-
met
ano
74 Título de la tesis o trabajo de investigación
Par
ed-S
DS
-met
ano
Sistema pared-SDS-heptano-metano
Inicial Final
Par
ed-S
DS
-hep
tano
SD
S-h
epta
no-m
etan
o
Bibliografía 75
B. Anexo:Imágenes de las simulaciones con perflurodecil
Sistema pared-perflurodecil-agua-metano
Inicial Final
Par
ed-p
erflu
rode
cil-a
gua
perf
luro
deci
l-agu
a-m
etan
o
Par
ed-p
erflu
rode
cil-m
etan
o
76 Título de la tesis o trabajo de investigación
Sistema pared-perflurodecil-heptano-metano
Inicial Final
Par
ed-p
erflu
rode
cil-h
epta
no
perf
luro
deci
l-hep
tano
-met
ano
Bibliografía 77
C. Anexo:Imágenes de las simulaciones con fluorinado
Sistema pared-fluorinado-agua-metano
Inicial Final
Par
ed-f
luor
inad
o-ag
ua
fluor
inad
o-ag
ua-m
etan
o
Par
ed-f
luor
inad
o-m
etan
o
78 Título de la tesis o trabajo de investigación
Sistema pared-fluorinado-heptano-metano
Inicial Final
Par
ed-f
luor
inad
o-he
ptan
o
fluor
inad
o-he
ptan
o-m
etan
o
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