• Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos (o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.

  • A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los procesos de pretratamiento que requieren

  • En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean susceptibles de degradación y sean estables térmicamente. Se debe tomar en cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de Surfactantes.

  • El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.

  • Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho :

Figura 4. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

  • Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo.

  • Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas encontradas figura la inyección de distintos aditivos químicos de manera combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la recuperación (PDVSA-CIED, 1998).

3. Inyección de soluciones alcalinas.

  • Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea o por cambios en la mojabilidad. En la figura siguiente se muestra un esquema del proceso:

Figura 5. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

  • Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los minerales de la formación (PDVSA-CIED, 1998).

PROCESOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA POR INYECCIÓN DE MEZCLAS DE ADITIVOS QUÍMICOS.

Una vez descritos los procesos de recuperación mejorada con aditivos químicos (inyección de polímeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por separado, se procederá a describir manera resumida los métodos de recuperación que se basan en la combinación de dos o tres de los aditivos mencionados con anterioridad.

Entre dichos procesos se encuentran los siguientes:

  1. Inyección de polímeros micelares o mezcla de polímero-surfactante.

  2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).

  3. Inyección de sistemas álcali-surfactante-polímero (ASP).

1. Inyección de polímeros micelares.

  • Se basa en la inyección de un tapón micelar en el yacimiento, el cual consiste en una solución que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y crudo. Esto simula el lavado de grasa con detergentes ya que se logra desprender del crudo del medio poroso de la formación, para luego ser desplazado con agua.

  • Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta una solución polimérica para el control de movilidad y así desplazar el tapón micelar (PDVSA-CIED, 1998).

2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).

  • Este tipo de procesos se considera recomendable en yacimientos con crudos livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de álcali-surfactantes, donde el tensoactivo logra compensar las potenciales diferencias de las interacciones crudo-álcali por medio de la activación de surfactantes naturales.

  • En este caso, primero se inyecta un preflujo de álcali con el fin de preacondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más efectiva (PDVSA-CIED, 1998).

3. Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP).

  • Es conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la inyección de polímeros micelares pueden producir incrementos significativos de recuperación, pero resulta antieconómico por el alto costo de los aditivos químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección de soluciones poliméricas y polímeros micelares, basado en la tecnología de inyección de soluciones alcalinas debido a que el costo de los álcalis es considerablemente menor que el de los surfactantes.

  • La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos para formar surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales a valores ultrabajos (σ < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el número capilar significativamente. El empleo de álcali en este tipo de formulaciones contribuye a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza la pérdida de surfactantes y polímeros por adsorción en la roca. Las soluciones alcalinas pueden inyectarse como un preflujo, previo a la inyección del tapón micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso

Figura 6. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

  • Finalmente, en la siguiente tabla se muestran algunos criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP:

Tabla 2. Criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP.

Variables

Criterios Técnicos

 

Temperatura

< 200 ºF, este criterio se basa en la estabilidad química de los polímeros disponibles comercialmente (poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas y polisacáridos)

Viscosidades

< 100 cP, valor recomendable para obtener un control adecuado de la razón de movilidad a un costo aceptable del uso de polímeros.

Relación agua-petróleo

< 15%

Permeabilidad promedio

> 100 mD, a fin de evitar o reducir riesgos de fracturamiento hidráulico de la formación debido a la alta viscosidad de la solución ASP.

Dureza (concentración de iones Ca+2 y Mg+2 en aguas de formación)

< 300 ppm, ya que estas especies pueden causar la precipitación del surfactante y la pérdida de viscosidad del polímero.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

GLOSARIO

FUERZAS CAPILARES vs. FUERZAS VISCOSAS

Las fuerzas capilares son las principales responsables de la saturación residual de petróleo presente en zonas barridas por agua

De acuerdo a la definición de número capilar, se podría pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad está limitada por cuestiones de costo y también porque alcanzar altas velocidades puede resultar en la ruptura de la roca del yacimiento

LA ÚNICA POSIBILIDAD ES DISMINUIR LA TENSIÓN INTERFACIAL. Ya que

valores típicos de tensión están alrededor de 10 dinas/cm, se requiere reducir la tensión en el orden de 10-3 – 10-4 dina/cm para producir un número capilar en el intervalo requerido y lograr saturaciones residuales de petróleo cercanas a cero. Al aumentar la viscosidad, mediante disolución de polímeros, se puede ganar un factor de 10

SURFACTANTES: De la palabra del inglés surfactant = surface active agent, agente de superficie o tensoactivo, son sustancias cuyas moléculas poseen un grupo polar hidrofílico, soluble en agua, y un grupo no-polar hidrófobo o lipofílico, soluble enaceite

TENSIÓN INTERFACIAL: Es la fuerza por unidad de longitud que existe en la interface entre dos fluidos inmiscibles. La tensión interfacial actúa para mantener el área interfacial a un mínimo. Comúnmente es medida en dinas o milidinas por centímetro

LA MICELA: es un polímero de asociación en el cual el surfactante alcanza una posición más favorable. Las micelas formadas en un ambiente acuoso pueden tener una variedad de formas, con un exterior hidrofílico y un núcleo hidrofóbico. En un ambiente no polar, como aceite, se formarían micelas inversas con un exterior lipofílico y un núcleo hidrofílico. El tamaño de las micelas es del orden de 10 a 100 ? y pueden contener varias decenas y aún centenas de moléculas.

UNA MICROEMULSIÓN: es una solución micelar en la cual las micelas están hinchadas y se tocan entre ellas, no debe confundirse con una emulsión que posee gotas muy pequeñas. En realidad, se encuentran micelas y micelas inversas en coexistencia, a menudo en una estructura bicontínua. Éstas estructuras están asociadas a propiedades físico-químicas excepcionales como tensiones interfaciales extremadamente bajas y alta solubilización

LOS POLÍMEROS: son largas cadenas de moléculas de menor tama ño, llamadas monómeros, unidas mediante enlaces covalentes, con un peso molecular alto (10000 o mayor). Cuando son mezclados con agua, aumentan la viscosidad de la solución

TIPO BLOQUE: este tipo de polímero consta de secuencias de grupos hidrofílicos y secuencias de grupos lipofílicos, intercalados entre si, para formar una estructura alargada.

TIPO INJERTO: este tipo de polímero secompone de una cadena lipofílica en la cual se injertan grupos hidrofílicos

ÁLCALI: Nombre dado a los óxidos metálicos solubles en agua que tienen reacción básica.

ALCALINIDAD: Desprendimiento de iones OH- de una sustancia en solución, permitiendo la neutralización de sustancias ácidas.

PH (POTENCIAL DE HIDRÓGENO): Es una medida de la acidez o alcalinidad de una

solución. Se define como el valor logarítmico negativo de la concentración de iones hidrógeno (H+), expresada en moles por litro (kgmol/m3). La escala de ph varía de 0a 14 Las soluciones neutras tienen un pH 7, las ácidas menor que 7 y las básicas o alcalinas, mayor que 7. Debido a que la escala de pH es logarítmica, un valor de Ph = 4 es 10 veces más ácido que el de 5 y 100 veces más ácido que el valor de pH = 6 y así sucesivamente

Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedades fundamentales de estas sustancias:

  • La capacidad de adsorberse a las interfases

  • Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas

LA ADSORCIÓN: es un fenómeno espontáneo impulsado por la disminución de energía libre del surfactante al ubicarse en la interfase y satisfacer total o parcialmente su doble afinidad polar-apolar. La adsorción de un surfactante en una superficie gas-líquido o en una interfase líquido-líquido, produce en general una reducción de la tensión superficial o interfacial.

ASOCIACIÓN: Fenómeno impulsado por efectos hidrófobos cuando se añade más

surfactante a una solución acuosa AGUA La superficie o la interfase se encuentra ACEITE saturada por moléculas de surfactante Provoca la sustracción de la cola del surfactante del contacto con moléculas de agua, ocasionando un contacto más favorable con las partes apolares de otras moléculas de surfactante, formando estructuras organizadas (micelas) La concentración a la cual aparecen las primeras micelas es la Concentración Micelar Crítica (CMC), y puede detectarse mediante diferentes métodos, ya que diversas propiedades presentan en esta zona una discontinuidad en su variación. Los métodos más empleados se basan sobre la variación de la tensión superficial (todos los tipos de surfactante) y de la conductividad electrolítica de las soluciones (sólo surfactantes iónicos)

SOLUBILIZACIÓN: Las soluciones micelares poseen una propiedad muy importante, llamada capacidad de solubilización. Pueden solubilizar sustancias apolares (aceites) o anfífilas (alcoholes)A partir de la CMC, la solubilización aumenta considerablemente, ya que el hidrocarburo penetra dentro del corazón de las micelas En ciertos casos la solubilización puede ser considerable y se observan sistemas llamados microemulsiones.

 

Claudio Marquez

claudio17240[arroba]hotmail.com



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