- 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:
- Inyección de polímeros micelares o
mezcla de polímero-surfactante. - Inyección de mezclas
álcali-surfactantes (AS). - 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 |
Viscosidades | < 100 cP, valor |
Relación agua-petróleo | < 15% |
Permeabilidad promedio | > 100 mD, a fin de evitar o reducir riesgos de |
Dureza (concentración de iones | < 300 ppm, ya que estas especies pueden |
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
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