METODOS DE RECOBRO

MEJORADO - INYECCIÓN DE SURFACTANTES Y MISCELARES

Catherine Alexandra Bonilla Chiriví Karoll Geraldine Coronado Barreto

RESUMEN

Debido al alza de los precios de crudo como consecuencia de la crisis del 70, las industrias petroleras tuvieron que hacer innumerables investigaciones con el fin de encontrar un método para recuperar el aceite que quedaba abandonado después de la producción primaria y la recuperación secundaria. De este modo se encontró que los surfactantes eran una buena salida, ya que al introducirlos dentro de un yacimiento éstos reducen la tensión superficial aumentando la producción, aunque son muy costosos a la hora de tener problemas. Hay que tener en cuenta que existen varios tipos de inyección como lo son: la inyección de polímeros miscelares, la inyección de mezclas álcali-surfactantes o AS y la inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero o ASP. Por último cabe destacar que desde 1980 ha habido más de 27 proyectos ASP, SP ó AP 1 conocidos. Han tenido lugar en Alberta (Canadá), Catriel Oeste (Argentina), California, Luisiana, Oklahoma, Colorado y Wyoming (USA) y varias áreas de China, Venezuela e Indonesia. Otros 13 se adicionaron en Octubre de 2001 y en los últimos años se han iniciado varios otros con la participación de las principales empresas proveedoras de surfactantes y polímeros del mundo, además, es importante saber que la mayoría de los proyectos fueron ASP y usaron bajas concentraciones de surfactantes (0.1 % a 0.3%).

Palabras clave: recuperación terciaria, producción de crudo, tensión superficial, surfactante, polímero, álcali, economía.

ABSTRACT

Due to rising oil prices following the crisis of 70, the oil industry had to make countless research to find a method to recover oil that was abandoned after the primary production and secondary recovery. Thus it was found that the surfactants were a good start, because when you enter into a field they reduce the surface tension by increasing production but are very expensive when you have

problems. Keep in mind that there are several types of injection, such as: miscelares polymer injection, the injection of alkali-surfactant mixtures or AS and the injection of mixed alkali-surfactant-polymer or ASP. Finally it is noteworthy that since 1980 there have been over 27 projects in ASP, SP or AP 1 known. Have occurred in Alberta (Canada), Catriel Oeste (Argentina), California, Louisiana, Oklahoma, Colorado and Wyoming (USA) and several areas of China, Venezuela and Indonesia and another 13 were added in October 2001 and in recent years several others have been initiated with the participation of the main suppliers of surfactants and polymers in the world, it is also important to know that most projects were ASP and used low concentrations of surfactants (0.1% to 0.3%). Keywords: tertiary recovery, oil production, surface tension, surfactant, polymer, alkali economy.

INTRODUCCIÓN

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía 60-80% del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está limitada por dos factores:

• A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos, atrapados por las fuerzas capilares.

• A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.

Los surfactantes reducen la tensión superficial del agua adsorbiéndose a la interfase líquido-gas. Ellos también reducen la tensión interfacial2 entre el crudo y el

agua por adsorción en la fase líquido – líquido.

Estas sustancias tienen dos propiedades fundamentales:

• La capacidad de adsorberse a las interfases.

• Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas.

¿EN QUÉ CONSISTE?

El método de inyección de surfactantes y miscelares se basa en introducir químicos, en este caso surfactantes, a un yacimiento para una mayor producción de crudo.

Este método se clasifica en:

1. Inyección de polímeros miscelares: Se basa en la inyección de un tapón miscelar 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 miscelar.

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. En este caso, primero se inyecta un pre flujo de álcali con el fin de pre acondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más efectiva.

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 miscelares 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 miscelares, 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. El 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 ultra bajos (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 pre flujo, previo a la inyección del tapón micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero.

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.

Tabla n°1: Criterios técnicos para la selección de yacimientos candidatos a la inyección de soluciones ASP.

HISTORIA

ETIMOLOGÍA: La palabra surfactante proviene del término en ingles “surfactant” – “surface-active-agent”, agente de superficie o tensioactivo.

En los años 70, como consecuencia de la crisis del petróleo, aumentó el precio del crudo así que se tuvo que realizar un gran esfuerzo de investigación financiado por la industria petrolera para estudiar procedimientos susceptibles para recuperar el petróleo abandonado. Estos métodos llamados de recuperación asistida o mejorada del petróleo (RMP en español, EOR en Inglés), implican la inyección de fluidos destinados a desplazar el petróleo. Uno de los métodos químicos de los más prometedores desde el punto de vista de la recuperación final, pero de los más complejos desde el punto de vista técnico, es la inyección de surfactante para producir bajas tensiones o micro emulsiones.

VENTAJAS

� Mejoran el barrido vertical. � Son muy viscosos cuando son

altamente diluidos. � Mejoran la razón de movilidad agua-

petróleo.

� Son los más aplicables en pruebas de campo.

� Factor económico.

DESVENTAJAS

� Son sensibles a la salinidad. � Taponamiento que se origina en la

formación. � Susceptible al ataque bacterial. � Son muy costosos al momento de

tener problemas. � Efecto de esfuerzos y altas

temperaturas.

SCRININ DE APLICACIÓN

Este método puede ser usado en un yacimiento en el que los factores de recobro primarios y secundarios hayan sido muy bajos.

Para elegir este método el yacimiento debe tener las siguientes características

ºAPI 25-40

Viscosidad. (cP) < 15

Permeabilidad. (mD) < 500

Temperatura. (ºF). < 150

APLICACIONES

Desde 1980 ha habido más de 27 proyectos ASP, SP ó AP 1 conocidos. Han tenido lugar en Alberta (Canadá), Catriel Oeste (Argentina), California, Luisiana, Oklahoma, Colorado y Wyoming (USA) y varias áreas de China, Venezuela e Indonesia.

Otros 13 se adicionaron en Octubre de 2001 y en los últimos años se han iniciado varios

otros con la participación de las principales empresas proveedoras de surfactantes y polímeros del mundo.

La mayoría de los proyectos fueron ASP y usaron bajas concentraciones de surfactantes (0.1 % a 0.3%). Para producir surfactante adicional (por saponificación de los ácidos de petróleo) y reducir la adsorción del surfactante adicionado, estas tecnologías utilizan álcali (carbonato o hidróxido de sodio).

Un proyecto económicamente atractivo utilizando surfactantes debería durar menos de 5 años con retorno de la inversión en menos de 2 años. Hoy, a los precios actuales de crudo, este retorno de inversión se lograría en menor tiempo.

Los actuales proyectos de recuperación no requieren álcali para ser exitosos, de esta forma el costo en productos químicos decrece y las operaciones se tornan más simples.

Adicionalmente el álcali causa corrosión del equipamiento; participa en el desarrollo de incrustaciones en la formación; promueve el taponamiento de pozos y se requiere tratamiento de fractura para producir nuevamente crudo; el álcali, además, es perjudicial para el desarrollo de viscosidad por parte del polímero que se esté utilizando.

Otro punto importante para destacar es que, el tratamiento previo con geles obturantes de pozos inyectores que serán sometidos a una tecnología de recuperación terciaria, permitirá optimizar los resultados de producción de crudo incremental al lograr una mayor uniformidad del perfil de inyección.

Por último, pero no menos importante, la calidad de agua a utilizar para la preparación de soluciones y posterior inyección en pozos es de fundamental importancia para el éxito

del proyectos de terciaria y la disminución de uso de productos, al no alterar sus propiedades y rendimientos por la presencia de elementos o componentes indeseables.

CONCLUSIONES

La elección del surfactante es importante para el éxito del proyecto.

Su función es disminuir la tensión interfacial.

Factor de recobro de 10 a 20%.

Al bajar la tensión interfacial se puede aumentar el número capilar e incrementar la producción de crudo.

So>30%.

BIBLIOGRAFÍA

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Schramm, L. L.; Marangoni, G. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999.

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Salager J. L., El Mundo de los Surfactantes, Cuaderno FIRP S311-A, Universidad de Los Andes, Mérida, 1992.