Métodos de Recuperación de Petróleo Mejorada (página 2)

• 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:

2. Inyección de polímeros micelares o
   mezcla de polímero-surfactante.
3. Inyección de mezclas
   álcali-surfactantes (AS).
4. 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.

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