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Advanced Investigation of Hydrolyzed Polyacrylamide Gels with High-Purity Silica Nanoparticles under Fractured Reservoir Conditions

Este estudio evalúa sistemáticamente el rendimiento estático y dinámico de geles de poliacrilamida hidrolizada reforzados con nanopartículas de sílice de alta pureza en condiciones de yacimientos fracturados, revelando que si bien concentraciones más altas de nanopartículas aceleran la gelificación, una concentración menor de 0.2 % en peso ofrece una dispersión, estabilidad térmica y un desempeño de cierre de agua más efectivos tanto en agua de formación como en petróleo crudo.

Autores originales: Mohammad Ghorbani, Jalal Fahimpour, Mohammad Sharifi

Publicado 2026-09-24

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CC BY 4.0

Autores originales: Mohammad Ghorbani, Jalal Fahimpour, Mohammad Sharifi

Artículo original bajo licencia CC BY 4.0 (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/). ✨ Esta es una explicación generada por IA del artículo a continuación. No ha sido escrita ni avalada por los autores. Para mayor precisión técnica, consulte el artículo original. Leer descargo de responsabilidad completo

En los yacimientos profundos bajo tierra donde se encuentra atrapado el petróleo, un problema persistente plaga el proceso de extracción: el agua. A medida que los pozos petroleros envejecen, a menudo comienzan a producir grandes cantidades de agua junto con el valioso crudo. Esta agua no deseada no es solo una molestia; es una carga costosa y ambientalmente difícil de gestionar, que requiere una separación y eliminación costosas, además de acortar la vida útil del yacimiento. Para detener esta inundación, los ingenieros utilizan una técnica llamada cierre de agua, que consiste en inyectar un gel en el subsuelo. Piense en este gel como un tapón temporal y flexible que fluye hacia las grietas y zonas de alta permeabilidad, endureciéndose para bloquear el camino del agua mientras permite que el petróleo continúe fluyendo. Sin embargo, las duras condiciones en las profundidades del subsuelo —el calor extremo y el agua salada— a menudo provocan que estos geles se degraden o se encojan, expulsando su agua y fallando en su labor.

Investigadores de la Universidad Tecnológica de Amirkabir y la Universidad de Heriot-Watt se propusieron mejorar estos geles añadiendo un tipo específico de partícula diminuta: nanopartículas de sílice de alta pureza. Estas son esferas microscópicas de vidrio puro, mucho más pequeñas que un grano de arena, diseñadas para reforzar la estructura del gel. Mientras que otros estudios han analizado partículas similares, este equipo se centró en cómo se comportan estas partículas de alta pureza específicas bajo las condiciones dinámicas y de flujo de un yacimiento fracturado, en lugar de hacerlo solo en un recipiente tranquilo y estático. Querían saber si estas partículas podrían ayudar al gel a sobrevivir al calor y la presión del mundo real, y si podían inyectarse eficazmente sin obstruir la roca antes de alcanzar la zona objetivo.

El equipo comenzó mezclando un gel polimérico estándar, conocido como poliacrilamida hidrolizada, con sus nanopartículas de sílice de alta pureza. Probaron qué tan rápido la mezcla pasaba de ser un líquido a un gel sólido, un proceso llamado gelificación. Descubrieron que añadir las nanopartículas hacía que el gel se formara más rápido. Una mezcla sin nanopartículas tardaba dos días en endurecerse completamente, mientras que una mezcla con una pequeña cantidad de nanopartículas se endureció en solo un día, y una concentración ligeramente mayor se endureció en menos de un día. Esta velocidad es crucial para las aplicaciones de campo, ya que permite que el gel se asiente antes de que fluya demasiado lejos del punto de inyección.

A continuación, los investigadores examinaron cómo fluía la mezcla, lo cual es vital para bombearla a gran profundidad bajo tierra. Descubrieron que la cantidad de nanopartículas importaba mucho. Cuando añadieron una pequeña cantidad, específicamente el 0,2 por ciento en peso, la mezcla se volvió más fluida y fácil de bombear, manteniendo al mismo tiempo su capacidad de estirarse y doblarse sin romperse. Esto hizo que el gel fuera más resistente, capaz de soportar el estrés de fluir a través de las grietas de la roca. Sin embargo, cuando aumentaron la cantidad de nanopartículas al 0,4 por ciento, la mezcla se volvió más espesa y propensa a formar grumos. El exceso de partículas no se distribuía uniformemente, creando una estructura menos homogénea que era más difícil de inyectar y menos flexible. El equipo concluyó que la concentración más baja del 0,2 por ciento ofrecía el mejor equilibrio entre una inyección fácil y resistencia estructural.

El estudio se centró luego en la capacidad del gel para sobrevivir a altas temperaturas, específicamente a 90 grados Celsius, que es típico de muchos yacimientos petrolíferos. Con el tiempo, los geles pueden sufrir un proceso llamado sinéresis, donde la red se encoge y exprime el agua, causando que el tapón falle. Los investigadores encontraron que el gel con el 0,2 por ciento de nanopartículas mantenía su forma notablemente bien durante un mes, mostrando muy poca pérdida de agua. En contraste, el gel con la concentración más alta del 0,4 por ciento mantuvo inicialmente su agua bien, pero eventualmente comenzó a expulsarla más rápidamente a medida que pasaba el tiempo. La concentración más alta parecía crear demasiados enlaces químicos, lo que llevaba a una estructura que se volvía quebradiza e inestable bajo el estrés térmico prolongado. La concentración más baja, al interactuar suavemente con las cadenas de polímeros, proporcionó un entorno más estable que resistió la degradación.

Para ver cómo se desempeñaba el gel en un escenario del mundo real, el equipo realizó experimentos utilizando una pieza de roca que había sido artificialmente agrietada para simular un yacimiento fracturado. Inyectaron el gel optimizado en esta roca y esperaron a que se asentara. Después de 72 horas, probaron qué tan bien bloqueaba el gel el flujo de fluidos. Los resultados fueron sorprendentes: el gel redujo el flujo de agua por un factor de 58,2, mientras que redujo el flujo de petróleo por un factor de 28,2. Esto significa que el gel fue dos veces más efectivo bloqueando el agua que el petróleo, que es exactamente el resultado deseado para las operaciones de cierre de agua. El gel se dirigió con éxito a las vías del agua sin sellar por completo el paso del petróleo.

Los investigadores también observaron que el gel se comportaba de manera diferente dentro de la roca que en una botella. Cuando el gel líquido viajaba a través de la estrecha grieta de la roca, tardaba más en endurecerse que en un contenedor estático. Este retraso probablemente fue causado por las fuerzas físicas del flujo y la dilución del gel a medida que se movía a través de la roca. Este hallazgo es importante porque sugiere que los ingenieros deben tener en cuenta estos retrasos al planificar dónde y cuándo inyectar el gel en un campo real.

En última instancia, este estudio demuestra que añadir una cantidad precisa y pequeña de nanopartículas de sílice de alta pureza puede mejorar significativamente el rendimiento de los geles de cierre de agua. Al hacer que el gel sea más fácil de bombear, más flexible y más resistente al calor, la formulación del 0,2 por ciento ofrece una solución prometedora para gestionar la producción de agua no deseada en yacimientos fracturados. El trabajo proporciona un camino claro hacia el diseño de geles más fuertes y fiables que puedan operar eficazmente bajo las exigentes condiciones de la industria petrolera, extendiendo potencialmente la vida útil de los pozos envejecidos y reduciendo el impacto ambiental de la producción de agua.

Resumen Técnico: Investigación Avanzada de Geles de Poliacrilamida Hidrolizada con Nanopartículas de Sílice de Alta Pureza bajo Condiciones de Yacimientos Fracturados

Planteamiento del Problema
La producción no deseada de agua en yacimientos maduros de petróleo, particularmente en aquellos con fracturas, presenta un desafío operativo y económico significativo, que a menudo conduce a la reducción de la vida útil del yacimiento y a altos costos de gestión de agua. Si bien la tecnología de geles ofrece una solución rentable para el cierre de agua mediante el bloqueo de zonas de alta permeabilidad, los geles de poliacrilamida hidrolizada (HPAM) enfrentan limitaciones bajo condiciones severas de yacimiento. Específicamente, la HPAM es susceptible a la hidrólisis a temperaturas superiores a 60 °C, lo que puede desencadenar una sobre-reticulación y sinéresis (expulsión de agua) en entornos salinos. Aunque se ha explorado el uso de nanopartículas para mejorar las propiedades de los geles, la investigación previa se ha basado principalmente en pruebas estáticas utilizando nanopartículas de sílice hidrofílicas. El comportamiento de las nanopartículas de sílice de alta pureza (HPSN) dentro de los geles de HPAM bajo condiciones dinámicas, de alta temperatura y alta salinidad en yacimientos fracturados sigue siendo poco comprendido.

Metodología
Este estudio evaluó sistemáticamente geles de HPAM reforzados con HPSN (8 nm de diámetro) utilizando un sistema de reticulación de hexametilentetramina (HMTA) y HCl, con la adición de tiourea como antioxidante. La investigación abarcó enfoques experimentales tanto estáticos como dinámicos:

Caracterización Estática: El tiempo de gelificación se determinó mediante pruebas de botella (codificación Sydansk). Las propiedades reológicas, incluyendo la viscosidad y el módulo de almacenamiento ( $G'$ ), se analizaron mediante viscosímetros y reómetros. La estabilidad térmica se evaluó mediante pruebas de sinéresis a largo plazo a 90 °C y calorimetría diferencial de barrido (DSC) para cuantificar el contenido de agua libre y ligada. La dispersión de las nanopartículas se evaluó mediante dispersión de luz dinámica (DLS) y microscopía electrónica de barrido (SEM). El comportamiento de hinchamiento se probó en agua de formación y crudo a 90 °C.
Inundación de Núcleos Dinámica: Los experimentos se realizaron en núcleos fracturados diseñados (apertura de fractura de 0.1 mm) a 90 °C. El proceso consistió en saturar el núcleo, medir la permeabilidad inicial, inyectar el gel de HPSN optimizado, permitir un periodo de envejecimiento de 72 horas y volver a medir la permeabilidad para calcular los Factores de Resistencia Residual (RRF) tanto para el agua de formación como para el crudo.

Contribuciones Clave y Resultados
El estudio identificó la concentración de 0.2 % en peso de HPSN como la óptima, revelando diferencias distintivas entre el rendimiento estático y dinámico:

Gelificación y Dispersión: El aumento de la concentración de HPSN aceleró el tiempo de gelificación (de 48 horas con 0 % en peso a 15 horas con 0.4 % en peso). Sin embargo, la calidad de la dispersión dependió de la concentración. Los resultados de DLS y SEM indicaron que el 0.2 % en peso de HPSN proporcionó la dispersión más uniforme (índice de polidispersidad más bajo de 0.241) y una red polimérica más densa y homogénea. Por el contrario, el 0.4 % en peso provocó heterogeneidad estructural y una mala dispersión.
Comportamiento Reológico: Al 0.2 % en peso, la viscosidad del gelante disminuyó significamente (de ~15,837 cP a ~10,558 cP a 1.32 $s^{-1}$ ), mejorando la inyectividad y optimizando el comportamiento de pseudoplasticidad (shear-thinning). Las pruebas de barrido de deformación mostraron que, si bien el módulo de almacenamiento ( $G'$ ) disminuyó de 35.9 Pa a 22.5 Pa, la región viscoelástica lineal se expandió drásticamente (del 69.3% al 235%), lo que indica un gel más deformable y mecánicamente resistente, adecuado para yacimientos fracturados. Por el contrario, el 0.4 % en peso produjo un gel quebradizo con una región viscoelástica estrecha.
Estabilidad Térmica: Las pruebas a largo plazo a 90 °C revelaron que las altas concentraciones de HPSN (0.4 % en peso) aumentaron el contenido de agua ligada y mejoraron inicialmente la estabilidad térmica, pero eventualmente causaron una sobre-reticulación debido a la hidrólisis progresiva de la HPAM. En cambio, las concentraciones bajas de HPSN (0.2 % en peso) proporcionaron una estabilidad térmica ligeramente superior a pesar de tener un menor contenido de agua ligada. El análisis DSC confirmó que la formulación de 0.2 % en peso mantuvo una sinéresis casi constante durante 27 días, mientras que la formulación de 0.4 % en peso terminó acelerando la expulsión de agua.
Hinchamiento e Interacción: El análisis FTIR sugirió la existencia de enlaces de hidrógeno entre los grupos hidroxilo de la HPSN y los grupos amida/carboxilato de la HPAM, lo que potencialmente suprime la hidrólisis. En las pruebas de hinchamiento, el 0.2 % en peso de HPSN mejoró inicialmente la resistencia a la sinéresis en agua de formación, pero no tuvo un efecto significativo en la relación de hinchamiento de equilibrio final ni en agua de formación ni en crudo.
Desempeño Dinámico: Los experimentos de inundación de núcleos confirmaron una discrepancia entre la gelificación estática y la dinámica; las muestras de efluente mostraron un retraso en la gelificación debido al cizallamiento, efectos cromatográficos y dilución. Tras 72 horas, el gel optimizado demostró una alta selectividad, obteniendo un Factor de Resistencia Residual (RRF) de 58.2 para el agua de formación y de 28.2 para el crudo. Esto indica que el gel impuso aproximadamente el doble de resistencia al flujo en el agua en comparación con el petróleo.

Significancia
El artículo sostiene que este trabajo aborda una brecha de investigación crítica al ir más allá de las pruebas estáticas para evaluar los geles reforzados con HPSN bajo condiciones representativas de yacimientos fracturados. El estudio demuestra que, si bien las altas concentraciones de nanopartículas pueden aumentar la resistencia del gel, pueden comprometer la dispersión y la estabilidad térmica a largo plazo. La principal significancia radica en la identificación del 0.2 % en peso de HPSN como una formulación que equilibra la inyectividad, la resiliencia mecánica y la estabilidad térmica. Los resultados sugieren que este sistema de gel optimizado es un candidato viable para el cierre de agua efectivo en yacimientos fracturados, ofreciendo una base racional para el diseño de sistemas de gel avanzados bajo condiciones severas de campo. Los autores concluyen que es necesaria una validación adicional a largo plazo bajo diversas condiciones de yacimiento para confirmar su aplicabilidad en campo.

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