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REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERA

DIVISIN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERA MECNICA

MENCIN TERMOCIENCIAS COMPUTACIONAL

MLTIPLES MODELOS SUSTITUTOS PARA LA OPTIMIZACIN DE PROCESOS DE RECUPERACIN MEJORADA DE PETRLEO POR INYECCIN DE LCALI, SURFACTANTE Y POLMERO

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Acadmico de:

MAGSTER SCIENTIARUM EN INGENIERA MECNICA

Luis Eduardo Zerpa Acosta

Maracaibo, Mayo de 2004

APROBACIONEste jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado MLTIPLES MODELOS SUSTITUTOS PARA LA OPTIMIZACIN DE PROCESOS DE RECUPERACIN MEJORADA DE PETRLEO POR INYECCIN DE LCALI, SURFACTANTE Y POLMERO que el Ingeniero Luis Eduardo Zerpa Acosta, C.I.: 13.480.890 presenta ante el Consejo Tcnico de la Divisin de Postgrado de la Facultad de Ingeniera en cumplimiento del Articulo 51, Pargrafo 51.6 de la Seccin Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Acadmico de

MAGSTER SCIENTIARUM EN INGENIERA MECNICA

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Coordinador del Jurado

Nstor V. Queipo

C. I. : 7.606.331

______________________________________________

Juan Damia Jos Rincn

C. I. : 3.775.018

C. I. : 4.417.049

________________________

Director de la Divisin de Postgrado

Carlos Rincn

Maracaibo, Mayo de 2004Zerpa Acosta, Luis Eduardo. Mltiples Modelos Sustitutos para la Optimizacin de Procesos de Recuperacin Mejorada de Petrleo por Inyeccin de lcali, Surfactante y Polmero. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo, 2004.

RESUMEN

Luego de un proceso de recuperacin secundaria de petrleo por inyeccin de agua el petrleo residual que permanece en el yacimiento est alrededor de 70% del petrleo original en sitio, como una fase discontinua en forma de gotas de petrleo atrapadas por fuerzas capilares. Se ha demostrado que el mtodo de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de lcali, surfactante y polmero (ASP) es efectivo en la reduccin de la saturacin residual de petrleo en experimentos de laboratorio y proyectos de campo, debido a la reduccin de la tensin interfacial y la relacin de movilidad entre las fases acuosa y oleica. Un paso crtico para hacer este proceso ms eficiente es encontrar los valores ptimos de las variables de diseo que maximicen una medida de desempeo dada, considerando un yacimiento petrolfero heterogneo y multifsico. Trabajos anteriores que usan simulacin numrica del yacimiento se han limitado a una serie de estudios de sensibilidad a niveles de ncleo y campo debido a que la optimizacin formal involucra las evaluaciones de una funcin objetivo computacionalmente costosa (simulacin numrica de yacimientos). Se propone una metodologa para estimar los valores ptimos de un conjunto de variables de diseo (tamao de la solucin y concentracin de qumicos) para maximizar la recuperacin acumulada de petrleo de un yacimiento petrolfero heterogneo y multifsico sujeto a un proceso de inyeccin de ASP. La optimizacin basada en modelos sustitutos ha sido til en la optimizacin de modelos computacionalmente costosos basados en simulacin en las industrias aeroespacial, automotriz y petrolera. Es este trabajo se ha extendido esta idea en dos direcciones: i) uso de mltiples modelos sustitutos para optimizacin, e ii) incorporacin de un modelo promedio ponderado adaptativo de los modelos sustitutos individuales. La metodologa propuesta involucra la ejecucin acoplada de un algoritmo de optimizacin global y los modelos sustitutos de rpida ejecucin (i.e., basados en Regresin Polinomial, Kriging, Funciones de Base Radial y un modelo promedio ponderado) construidos a partir de data de simulaciones de yacimiento. El programa de optimizacin global implementa el algoritmo DIRECT y las simulaciones numricas de yacimiento son conducidas usando el simulador UTCHEM de la Universidad de Texas en Austin. La efectividad y eficiencia de la metodologa propuesta es demostrada usando un caso de estudio a escala de campo.

Palabras Clave: modelado, modelos sustitutos, Regresin Polinomial, Kriging, Funciones de Base Radial, optimizacin, optimizacin global, recuperacin mejorada de petrleo, lcali, surfactante y polmero, simulacin numrica.

Zerpa Acosta, Luis Eduardo. Optimization of Enhanced Oil Recovery Processes by Alkaline, Surfactant, Polymer Flooding Using Multiple Surrogates. Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo, 2004.

ABSTRACTAfter conventional waterflood processes the residual oil in the reservoir remains as a discontinuous phase in the form of oil drops trapped by capillary forces and is likely to be around 70% of the original oil in place (OOIP). The EOR method so-called alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding has been proved to be effective in reducing the oil residual saturation in laboratory experiments and field projects through reduction of interfacial tension and mobility ratio between oil and water phases. A critical step to make ASP floodings more effective is to find the optimal values of design variables that will maximize a given performance measure (e.g. net present value, cumulative oil recovery) considering a heterogeneous and multiphase petroleum reservoir. Previously reported works using reservoir numerical simulation have been limited to sensitivity analyses at core and field scale levels because the formal optimization problem includes computationally expensive objective function evaluations (field scale numerical simulation). The proposed methodology estimates the optimal values for a set of design variables (slug size and concentration of the chemical agents) to maximize the cumulative oil recovery from a heterogeneous and multiphase petroleum reservoir subject to an ASP flooding. The surrogate-based optimization approach has been shown to be useful in the optimization of computationally expensive simulation-based models in the aerospace, automotive, and oil industries. In this work we have extended this idea along two directions: i) using multiple surrogates for optimization, and ii) incorporating an adaptive weighted average model of the individual surrogates. The proposed approach involves the coupled execution of a global optimization algorithm and fast surrogates (i.e., based on Polynomial Regression, Kriging, and a Weighted Average Model) constructed from field scale numerical simulation data. The global optimization program implements the DIRECT algorithm and the reservoir numerical simulations are conducted using the UTCHEM program from the University of Texas at Austin. The effectiveness and efficiency of the proposed methodology is demonstrated using a well-known field scale case study.

Key Words: Optimization, global optimization, surrogate models, metamodelling, Polinomial Regression, Kriging, Radial Basis Functions, reservoir simulation, enhanced oil recovery, chemical flooding, alkaline-surfactant-polymer flooding.DEDICATORIA

Este trabajo esta dedicado a la memoria de Luis Alberto Zerpa, mi padre.

AGRADECIMIENTO

En primer lugar, Gracias a mi familia: a mi mam, mi abuela y mi hermanos.

Gracias a Patricia por su comprensin durante mis largas jornadas de trabajo en las que he estado ausente.

Gracias al Prof. Nstor Queipo por el apoyo y orientacin que me ha brindado desde mi llegada al Instituto de Clculo Aplicado, y durante la realizacin de este trabajo.

Gracias al Prof. Salvador Pintos por su valiosos aportes durante las varias discusiones en el desarrollo de los modelos sustitutos y en la solucin de los problemas de optimizacin.

Gracias al Prof. Jean Louis Salager por ayudarme en mis inicios en el rea de procesos de inyeccin de qumicos para la recuperacin de petrleo, aunque todava falta mucho por aprender.

Gracias a los ingenieros asesores del Instituto de Clculo Aplicado, Alexander, Diego, Enrique y Herick, tambin a los que participaron alguna vez en la elaboracin de los seminarios de ASP: Gaby, Carlos y Alcides.

Gracias al personal del Instituto de Clculo Aplicado por su excelente labor.El autor agradece el apoyo financiero brindado a este proyecto por el Fondo Nacional de Ciencia, Tecnologa e Innovacin (FONACIT) a travs del Proyecto G-97003899, Venezuela. Se agradece al Centro de Ingeniera de Petrleo y Geosstemas de la Universidad de Texas en Austin por proporcionar el simulador composicional UTCHEM.

TABLA DE CONTENIDO

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1CAPTULO I INTRODUCCIN

41.1Hiptesis fundamentales de la investigacin

41.2Objetivos de la investigacin

41.2.1Objetivo General:

41.2.2Objetivos especficos:

51.3Alcance y Delimitacin de la Investigacin

61.4Estructura del Trabajo

7CAPTULO II FORMULACIN MATEMTICA DE PROBLEMA

9CAPTULO III REVISIN DE LA LITERATURA

14CAPTULO IV MARCO TERICO

144.1Fundamentos de Procesos de Recuperacin Mejorada de Petrleo por Inyeccin de ASP

164.1.1Fuerzas Capilares vs. Fuerzas Viscosas

194.1.2Surfactantes

204.1.3Tipos de Surfactantes

214.1.4Mecanismos de accin

314.1.5Polmero

314.1.6Tipos de Polmeros

344.1.7Tipos de Polmeros segn su arreglo molecular

414.1.8lcali

434.1.9Diseo de un proceso de inyeccin de ASP

524.2Simulacin computacional de procesos de inyeccin de ASP

534.2.1Esquema de solucin

544.2.2Ecuaciones gobernantes bsicas

574.2.3Suposiciones

584.2.4Condiciones iniciales y de borde

594.2.5Relaciones constitutivas

614.3Modelos Sustitutos

614.3.1Modelo de Regresin Polinomial (RGP)

644.3.2Kriging (KRG)

654.3.3Funciones de Base Radial (FBR)

684.3.4Modelo Promedio Ponderado Adaptativo (PPA)

704.4Optimizacin Global Lipschitziana sin la Constante de Lipschitz (DIRECT)

74CAPTULO V MARCO METODOLGICO

755.1.1Caso de Estudio

83CAPTULO VI ANLISIS Y DISCUSIN DE LOS RESULTADOS

836.1.1Anlisis del desempeo del caso base

846.1.2Anlisis de la data

856.1.3Resultados de las optimizaciones

88CAPTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

91REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

95ANEXOS

959.1ANEXO 1 Archivo de entrada para UTCHEM (caso base)

9.2ANEXO 2 - Glosario123

LISTA DE TABLASTablaPgina

21 Resumen de trabajos reportados en el rea de optimizacin de procesos de inyeccin de ASP

212 Clasificacin de surfactantes

593 Relaciones constitutivas

604 Variables independientes del problema de flujo isotrmico, multicomponente y multifsico en medio poroso

765 Restricciones de las variables de diseo

806 Caractersticas del yacimiento (Caso base)

817 Esquema de inyeccin de la prueba piloto de ASP (Caso base)

838 Saturacin promedio de petrleo en las capas de yacimiento al inicio y final de la simulacin

859 Resultados del problema de optimizacin (Caso de Estudio No. 1)

8610 Resultados del problema de optimizacin (Caso de Estudio No. 2)

LISTA DE FIGURASFiguraPgina

71 Etapas de un proceso de inyeccin de ASP tpico

122 Ilustracin del ajuste de distintos modelos sustitutos

163 Proceso de Inyeccin de lcali-Surfactante-Polmero (ASP).

184 Atrapamiento capilar de una gota de petrleo.

195 Estructura molecular de surfactantes

216 Adsorcin de molculas de surfactante

227 Ilustracin de micelas y micelas inversas

248 Concentracin de monmeros de surfactante vs. Concentracin total de surfactante

259 Ilustracin de una microemulsin

2610 Tipos de Solubilizacin

2811 Representacin esquemtica del sistema tipo II(-) R < 1.

2912 Representacin esquemtica del sistema tipo II(+) R > 1.

3013 Representacin esquemtica del sistema tipo III R = 1.

3314 Poliacrilamida parcialmente hidrolizada.

3415 Polisacrido (biopolmero).

3516 Tipos de polmeros segn su arreglo molecular

3617 Respuesta tpica de viscosidad de solucin de polmero vs. tasa de deformacin

3718Viscosidad contra tasa de deformacin para diferentes concentraciones de polmero y salinidad fija.

3819 Viscosidad de solucin de polmero contra tasa de deformacin para un mismo polmero y varios grados de salinidad.

3920 Adsorcin de polmeros en la interfase lquido-lquido (Izquierda) y lquido-slido (derecha).

4621 Barrido Unidimensional

4722 Efecto del pH sobre la tensin interfacial.

5423 Diagrama de flujo del esquema de solucin implementado en el simulador UTCHEM

6624 Funcin de base radial Gausiana

FiguraPgina

7325 Ilustracin del algoritmo DIRECT en un problema de dos variables

7526 Arquitectura de la metodologa propuesta

7627 Ilustracin del patrn de pozos (Caso base)

7728 Distribucin de presin inicial del yacimiento en las tres capas (Caso base)

7829 Campos de saturacin inicial de agua en las tres capas (Caso base)

7930 Campos de permeabilidad horizontal de las tres capas (Caso base)

1 CAPTULO I

INTRODUCCIN

Luego de un proceso de recuperacin secundaria de petrleo por inyeccin de agua el petrleo residual que permanece en el yacimiento est alrededor de 70% del petrleo original en sitio (POES) [1], como una fase discontinua en forma de gotas de petrleo atrapadas por fuerzas capilares. Se ha demostrado que el mtodo de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de lcali, surfactante y polmero (ASP) es efectivo en la reduccin de la saturacin residual de petrleo en experimentos de laboratorio y proyectos de campo, debido a la reduccin de la tensin interfacial y la relacin de movilidad entre las fases acuosa y oleica. Algunas de las pruebas pilotos de procesos de inyeccin de ASP han alcanzado recuperaciones de petrleo superiores al 60 % del POES [2]-[5].En los procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP el surfactante es responsable de la reduccin de la tensin interfacial entre las fases acuosa y oleica a niveles que promueven la movilizacin de las gotas de petrleo atrapadas. El agente alcalino reacciona con los cidos de petrleo para generar surfactante en sitio y as sobreponer la disminucin de la concentracin de surfactante en las fases lquidas debido a retencin [6]. .

El diseo de un proceso de inyeccin de ASP debe lograr tres objetivos principales: la propagacin de los qumicos en un modo activo, la inyeccin de suficientes qumicos tomando en cuenta la retencin, y un barrido completo del volumen de inters [7]. El logro de estos objetivos est afectado significativamente por la seleccin de los qumicos, la concentracin de la solucin de ASP y el tamao del tapn inyectado, entre otros factores.

Trabajos anteriores en optimizacin de procesos de inyeccin de ASP se han concentrado principalmente en la identificacin de formulaciones que logren la mnima tensin interfacial usando experimentos de laboratorio y correlaciones empricas [8]-[11], y anlisis de sensibilidad usando simulacin numrica a escala de ncleo y de campo [12]-[16]. En la Tabla 1 se presenta un resumen de estos trabajos y se muestra que no se ha realizado la optimizacin formal de procesos de inyeccin de ASP. Esto es un paso crtico para encontrar los valores ptimos de las variables de diseo que maximicen una medida de desempeo dada (e.g., valor presente neto, produccin acumulada de petrleo) considerando un yacimiento petrolfero heterogneo y multifsico.

Tabla 1 Resumen de trabajos reportados en el rea de optimizacin de procesos de inyeccin de ASP

AutorParmetros estudiadosEstudio de Formulacin ptimaAnlisis de SensibilidadReacciones qumicas detalladas Optimizacin

Experimentos de laboratorioIny. NcleoNcleoCampo

Salager et al. (1978)8Salager et al. (1978)9Salinidad, ACN, alcohol, surfactante, temperatura, WORSiNo---No

Bourrel et al. (1980)10Salinidad, ACN, EON del surfactante, alcohol, peso molecular hidrofbico del surf., temperaturaSiNo---No

Zhijian et al. (1998)12Agentes qumicos, concentraciones qumicas, tamao del tapn, interacciones roca-fluidoSiNoNoSiSiNo

Manrique et al. (2000)13Salinidad, agentes qumicos, concentraciones qumicas, temperatura, interacciones roca-fluidoSiSiSiNoNoNo

Qi et al. (2000)14Salinidad, agentes qumicos, concentraciones qumicas, pH, interacciones roca-fluidoSiSiSiNoNoNo

Hernndez et al. (2001)15Salinidad, agentes qumicos, concentraciones qumicas, temperatura, interacciones roca-fluidoSiSiSiNoNoNo

Wei-Ju Wu (1996)16Propiedades del yacimiento, agentes qumicos, concentraciones qumicas, reacciones qumicas, interacciones roca-fluido, tamao del tapn, adsorcin de qumicosNoNoSiSiSiNo

Zerpa(Este trabajo)Concentraciones qumicas, tamao del tapnNoNoNoNoSiSi

La optimizacin formal de estos procesos se ha visto limitada debido al alto costo computacional exhibido por las simulaciones numricas a escala del yacimiento, lo que hace imprctico la ejecucin acoplada del simulador con algoritmos de optimizacin. La optimizacin basada en modelos sustitutos ha sido til en la optimizacin de modelos computacionalmente costosos basados en simulacin en las industrias aeroespacial [17]-[18], automotriz [19]-[20] y petrolera [21]-[22]. El diseo basado en modelos sustitutos hace referencia a la idea de construir un modelo alternativo de rpida ejecucin (sustituto) a partir de data de simulacin numrica y luego usarlo con propsitos de optimizacin. En este trabajo se ha extendido esta idea en dos direcciones: i) uso de mltiples modelos sustitutos para optimizacin, e ii) incorporacin de un modelo promedio ponderado adaptativo de los modelos sustitutos individuales.

La metodologa propuesta estima los valores ptimos de un conjunto de variables de diseo (tamao del tapn a inyectar y concentracin de los qumicos) para maximizar la recuperacin acumulada de petrleo de un yacimiento petrolfero heterogneo y multifsico sujeto a un proceso de inyeccin de ASP. La metodologa involucra la ejecucin acoplada de un algoritmo de optimizacin global y modelos sustitutos de rpida ejecucin (i.e., basados en Regresin Polinomial, Kriging, Funciones de Base Radial y un modelo promedio ponderado adaptativo) construidos a partir de data de simulaciones de yacimiento.

El programa de optimizacin global implementa el algoritmo DIRECT y las simulaciones numricas de yacimiento son conducidas usando el simulador composicional UTCHEM de la Universidad de Texas en Austin. La metodologa es evaluada usando un caso de estudio a escala de campo basado en una prueba piloto de inyeccin de ASP disponible en los archivos de prueba del simulador UTCHEM.

1.1 Hiptesis fundamentales de la investigacin

El uso de mltiples modelos sustitutos para el modelado de la respuesta de un simulador de ejecucin de alto costo computacional acoplados con un algoritmo de optimizacin global permite estimar un diseo ptimo de los procesos de recuperacin de petrleo por inyeccin de lcali, surfactante y polmero.

1.2 Objetivos de la investigacin

1.2.1 Objetivo General:

Presentar una metodologa de solucin para problemas de optimizacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de lcali, surfactante y polmero basada en mltiples modelos sustitutos y un algoritmo de optimizacin global.

1.2.2 Objetivos especficos:

Establecer criterios para la optimizacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de lcali, surfactante y polmero.

Identificar un caso de estudio para la evaluacin de la metodologa de solucin.

Construir modelos sustitutos basados en Regresin polinomial, Kriging y Funciones de Base Radial, a partir de datos obtenidos de la simulacin del caso de estudio utilizando el simulador composicional UTCHEM. Disear un modelo promedio ponderado adaptativo de los modelos sustitutos individuales que minimice la varianza de la estimacin.

Evaluar la metodologa de solucin propuesta utilizando el caso de estudio seleccionado.1.3 Alcance y Delimitacin de la Investigacin

La investigacin propuesta en este Trabajo de Grado est alineada con el rea de conocimiento asociada al Modelado y Optimizacin de Procesos Complejos, la cual esta estrechamente relacionada al contenido del programa acadmico de la Maestra en Termociencias Computacional que adelanta la Divisin de Estudios para Graduados y las lneas de investigacin del Instituto de Clculo Aplicado (Proyecto CONICIT G - 97003899), ambos de la Facultad de Ingeniera de la Universidad del Zulia.

Este estudio esta delimitado por los siguientes aspectos:

El problema de optimizacin considerado como caso de estudio es de relativa pequea escala (4 variables).

Se considera exclusivamente el proceso de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP, a pesar de que la metodologa propuesta se pudiera aplicar en la optimizacin de otros procesos en ingeniera.

Se utiliza el simulador composicional UTCHEM de la Universidad de Texas en Austin para la simulacin del proceso de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP.

Los modelos sustitutos considerados para la evaluacin de la metodologa propuesta son basados en Regresin Polinomial, Kriging y Funciones de Base Radial. Adicionalmente se propone un modelo promedio ponderado adaptativo de los modelos sustitutos individuales que minimiza la varianza de la estimacin.

El problema de optimizacin se resuelve utilizando el algoritmo de optimizacin global DIRECT.

El caso de estudio utilizado para evaluar la metodologa propuesta est basado en una prueba piloto a escala de campo de un proceso de inyeccin de ASP disponible en los archivos de prueba del simulador UTCHEM, y se resuelve el problema de optimizacin utilizando dos conjuntos de modelos sustitutos los cuales varan en el nmero de patrones del diseo de experimentos.

1.4 Estructura del Trabajo

El resto de este trabajo esta estructurado como sigue: Captulo II, Formulacin Matemtica del Problema, expone la formulacin del problema de optimizacin del proceso de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP; en el Captulo III, Revisin de la Literatura, se presenta una revisin de algunos trabajos previos realizados en el rea en la cual se desarrolla este estudio; Captulo IV, Marco Terico, se presentan los fundamentos de procesos de inyeccin de ASP, se da una breve explicacin acerca de la simulacin computacional de estos procesos, se describe el modelado de procesos usando modelos sustitutos, y se presenta el algoritmo Lipschitziano de optimizacin global empleado; Captulo V, Marco Metodolgico, este captulo presenta los procedimientos a seguir para la solucin del problema de optimizacin, y se describen los casos de estudio utilizados para la evaluacin de la metodologa propuesta; en el Captulo VI, Anlisis y Discusin de los Resultados, se presentan y discuten los resultados obtenidos de aplicar la metodologa propuesta sobre los casos de estudio seleccionados; Captulo VII, Conclusiones y Recomendaciones, este es el captulo final del trabajo donde se expone un resumen de los resultados principales y aportes ms significativos del trabajo.2 CAPTULO II

FORMULACIN MATEMTICA DE PROBLEMA

En la Figura 1 se ilustran las etapas de un proceso de inyeccin de ASP tpico. Usualmente el primer tapn inyectado es una predescarga de agua utilizada para acondicionar el yacimiento (e.g., disminuir la salinidad). Luego se inyecta una solucin de ASP para reducir la tensin interfacial entre las fases acuosa y oleica. Sigue una solucin de polmero para lograr un barrido uniforme del petrleo y los qumicos, evitando as el fenmeno conocido como adedamiento. Por ltimo se inyecta agua la cual conduce los tapones previos y el petrleo hacia pozos productores.

Figura 1 Etapas de un proceso de inyeccin de ASP tpico

En este trabajo se asume que los qumicos para este proceso de recuperacin mejorada de petrleo han sido seleccionados previamente, y que se dispone de un diseo inicial del proceso a partir del cual se quiere optimizar. Entonces, el problema de inters es la optimizacin de la etapa de inyeccin de la solucin de ASP, la cual es considerada como la ms importante dentro de este proceso, debido a que es la responsable de promover la movilizacin del petrleo hacia los pozos productores. Ms especficamente:

Encontrar x ( X ( Rptal que se maximice f(x)

Donde f es la produccin acumulada de petrleo (una funcin objetivo computacionalmente costosa), x representa las p variables de diseo, las cuales son el tamao del tapn de solucin de ASP a inyectar y la concentracin de los qumicos, y X es la regin factible definida por restricciones de bordes sencillas (xi min < xi < xi max ; con i = 1,2 p).

Ntese que la naturaleza computacionalmente costosa de las evaluaciones de la funcin objetivo limita las posibles metodologas de solucin a aquellas que satisfacen los requerimientos de tiempo tpicamente presentes en la industria petrolera.

3 CAPTULO III

REVISIN DE LA LITERATURA

El problema a investigar es la optimizacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de lcali, surfactante y polmero (ASP), utilizando mltiples modelos sustitutos para el modelado de la respuesta del proceso. En este captulo, primero se describe el estado actual del modelado de estos procesos de recuperacin de petrleo, luego se describe como se ha abordado el problema de optimizacin, y por ltimo la necesidad de utilizar modelos sustitutos para la optimizacin de estos procesos.

Para el modelado de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP se han desarrollado simuladores para calcular presiones, saturaciones y composiciones de las fases en el yacimiento, con el fin de determinar el recobro de petrleo y la eficiencia del proceso [23]-[24]. Estos simuladores consideran mltiples componentes y mltiples fases, utilizando modelos especiales que tratan cada fase como una mezcla de varios componentes. Estos simuladores se basan en las ecuaciones de balance de materiales, describiendo el flujo de los fluidos mediante el uso de la Ley de Darcy con las condiciones iniciales y de frontera adecuadas. Adems de estas ecuaciones, utilizan modelos para describir propiedades fsico-qumicas tales como densidad, viscosidad, presiones capilares, permeabilidad relativa, comportamiento de fases, tensin interfacial, intercambio de iones y adsorcin de qumicos, entre otras [25]-[28]. Tambin modelan las reacciones qumicas entre los fluidos presentes en el yacimiento (e.g., generacin de surfactante en sitio por la reaccin del lcali con cidos del petrleo) [6].

El estado del arte en la simulacin de procesos de inyeccin de qumicos, tales como ASP, est representado por el simulador UTCHEM desarrollado por el Centro de Ingeniera de Petrleo y Geosistemas (CPGE) de la Universidad de Texas en Austin [29]. UTCHEM es un simulador tridimensional (3-D), multicomponente y multifsico, que utiliza un modelo composicional para describir los procesos de flujo qumico reactivo, tomando en cuenta el comportamiento de fases, las transformaciones qumicas y fsicas y las propiedades heterogneas del medio poroso.

En cuanto a la optimizacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP, Wei-Ju Wu (1996) [16] reporta en su tesis doctoral el diseo ptimo de un proceso de inyeccin de ASP usando simulacin de yacimientos, donde los valores de las variables de diseo se obtuvieron de una serie de estudios de sensibilidad a partir de simulaciones con propiedades reales de fluidos y del yacimiento. Los factores de sensibilidad incluyen propiedades del yacimiento, propiedades de los fluidos inyectados, reacciones qumicas, interacciones roca-fluido. Las simulaciones fueron realizadas utilizando el simulador UTCHEM. El proceso de optimizacin fue aplicado a tres yacimientos cada uno representativo de baja, moderada y alta heterogeneidad en la distribucin de permeabilidad. Se estudiaron en detalle varios factores tales como cantidad de qumicos, adsorcin de qumicos, intercambio catinico, diseo de gradiente de salinidad, y efecto de temperatura sobre el comportamiento de fases del surfactante. Esta fue la primera vez que se realiz la simulacin de inyeccin de ASP a escala de campo con un modelo detallado de las reacciones qumicas. Se realiz una comparacin de diferentes procesos de recuperacin mejorada tales como, agua, polmero, lcali-polmero, surfactante-polmero, y ASP, resultando el proceso ASP con mayor potencial de mejorar la eficiencia econmica de la inyeccin de qumicos.Zhijian et al. (1998) presenta una experiencia de campo de una prueba piloto de inyeccin de ASP en el campo petrolero Gudong, ubicado en la Provincia Shandong en China [12]. Para el diseo de esta prueba se adopt un estudio de sensibilidad de los diferentes agentes qumicos, concentraciones qumicas, cantidad de las soluciones inyectadas y tiempo de inicio de la inyeccin de ASP. Los resultados mostraron que bajo condiciones similares, la recuperacin de petrleo lograda por inyeccin de ASP es mucho mayor que aquella correspondiente a uno o dos agentes qumicos. Del estudio de sensibilidad concluyeron que la recuperacin de petrleo usando un tapn pequeo con alta concentracin de ASP es mejor que un tapn grande con baja concentracin de ASP.

Hernndez et al. (2001) presenta el resumen de un proyecto estratgico para implementar la inyeccin de ASP en el yacimiento La Salina LL-03 (fase III) ubicado en el Lago de Maracaibo, desde su concepcin hasta la implementacin de campo [15]. De manera similar a los dos casos anteriores, utilizan un estudio de sensibilidad para establecer los valores de las variables de diseo del proceso de inyeccin de ASP.

La complejidad de los modelos numricos utilizados en la simulacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP trae consigo un alto costo computacional, lo que limita la optimizacin formal de estos procesos usando algoritmos de optimizacin, debido a las numerosas evaluaciones de la funcin objetivo requeridas. Es por esto que el diseo de estos procesos se ha basado en estudios de sensibilidad. Estos estudios de sensibilidad no aseguran que el resultado obtenido represente la solucin ptima.

Para la solucin de problemas de optimizacin donde la evaluacin de la funcin objetivo implica la ejecucin de un simulador de alto costo computacional, se han utilizado modelos sustitutos de rpida ejecucin, que aproximan la respuesta del simulador, junto con algoritmos de optimizacin. En la industria aeroespacial, Giunta et al. [17] utilizan un modelo de superficies de respuesta para la optimizacin del diseo de aviones supersnicos, Balabanov et al. [18] realizan optimizaciones aerodinmicas de un transporte civil de alta velocidad usando superficies de respuesta cuadrticas para estimar el pandeo de las alas debido al peso del material. En la industria automotriz, Craig et al. [19] y Kurtaran et al. [20] utilizan superficies de respuesta para aproximar los resultados de simulaciones basadas en elemento finito para la optimizacin de la estructura de vehculos en la simulacin de colisiones. En la industria petrolera, Queipo et al. [21] presenta una metodologa de solucin para la optimizacin de procesos de estimulacin por fracturamiento hidrulico que utiliza un modelo sustituto basado en redes neuronales y un muestreo adaptativo, una metodologa similar es reportada por Queipo et al. [22] para la optimizacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por SAGD (siglas en ingls para Drenaje Gravitacional Asistido por Vapor).

Debido a que el nmero de puntos para la construccin de los modelos sustitutos se ve generalmente limitado por el costo computacional asociado, tpicamente es posible generar mltiples modelos sustitutos que ajustan la data disponible pero que difieren sustancialmente entre si, tal y como se muestra en la Figura 2. En principio cualquiera de ellos pudiera ofrecer valores ptimos o cercanos al ptimo de los procesos considerados, y no se conoce a priori cual es el ms apropiado. Por otro lado, el uso de un solo modelo sustituto limitara la bsqueda del valor ptimo de la funcin objetivo en un problema de optimizacin. Debido a que la ubicacin del valor ptimo es desconocida se sugiere usar mltiples modelos sustitutos considerando que pueden ser construidos sin costo computacional adicional significativo.

Figura 2 Ilustracin del ajuste de distintos modelos sustitutosEn este trabajo se utilizan tres de los ms populares tipos de modelos sustitutos, Regresin polinmial, Funciones de Base Radial y Kriging, los cuales se han mostrado efectivos en diferentes dominios de aplicacin. Jin et al. [30] presenta una comparacin sistemtica de cuatro tipos de modelos sustitutos (incluyendo los tres seleccionados para este estudio), usando como criterio para evaluar el desempeo de las tcnicas de modelado la exactitud, eficiencia, robustez, transparencia del modelo, y simplicidad, y usando diferentes casos de problemas de prueba. En este estudio el modelo de Funciones de Base Radial present el mejor desempeo, sin embargo, los modelos Regresin polinmial y Kriging presentan ciertos beneficios que los hacen indispensables en una metodologa que implementa el uso de mltiples modelos sustitutos.Adicionalmente, se plantea utilizar un modelo que resulta del promedio ponderado de las respuestas de los tres modelos anteriores. La idea de integrar la respuesta de modelos sustitutos en un nuevo modelo proviene de aplicaciones de reconocimiento de patrones donde se ha demostrado que la integracin de modelos sustitutos permite producir una estimacin con menor varianza que la de cada modelo individual [31].

4 CAPTULO IV

MARCO TERICO

En este captulo se presentan los fundamentos tericos de los principales elementos de la metodologa de solucin propuesta para el problema de optimizacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de ASP. Primero, se discuten los fundamentos de procesos de inyeccin de ASP, incluyendo los mecanismos de accin asociados con los qumicos utilizados para la movilizacin de las gotas de petrleo y una breve descripcin del proceso de diseo de estos procesos. Segundo, se describe brevemente el modelo numrico implementado en el simulador composicional UTCHEM utilizado en la simulacin de procesos de inyeccin de qumicos. Tercero, se presentan cuatro tipos de modelos sustitutos que pueden ser utilizados para aproximar la respuesta del simulador con una disminucin significativa del costo computacional. Por ltimo, se describe el algoritmo de optimizacin global DIRECT, que puede ser acoplado con los modelos sustitutos para resolver el problema de optimizacin planteado.4.1 Fundamentos de Procesos de Recuperacin Mejorada de Petrleo por Inyeccin de ASP

Despus de la aplicacin de un mtodo de recuperacin convencional por inyeccin de agua la saturacin residual de petrleo en el yacimiento puede estar en el orden de 70% [1]. La cantidad de petrleo atrapada en el interior de yacimiento se debe principalmente a dos fenmenos: i) problemas de inyectividad asociados con caminos preferenciales y segregacin gravitacional, y ii) fuerzas capilares que hacen que las gotas de petrleo queden atrapadas en el medio poroso en forma discontinua.

Debido a la considerable cantidad de petrleo que permanece en el yacimiento despus de un proceso de inyeccin de agua, se utilizan mtodos orientados a contrarrestar los fenmenos responsables del entrampamiento de crudo. Estos son conocidos como mtodos de recuperacin mejorada, en los cuales se inyectan al yacimiento fluidos diferentes a los originalmente contenidos en l, con el objetivo de mejorar la recuperacin de petrleo. Los principales mecanismos fsicos que explican el incremento en la recuperacin que puede obtenerse con estos mtodos son la reduccin de la relacin de movilidades, la miscibilidad y la reduccin de la tensin interfacial agua/crudo.

El proceso de inyeccin de lcali-Surfactante-Polmero (ASP) es un mtodo de recuperacin mejorada originalmente diseado para ser utilizado despus de un proceso de inyeccin de agua (i.e., recuperacin terciaria), sin embargo este proceso puede ser utilizado como un proceso de recuperacin secundaria. Este proceso consiste en cambiar las propiedades del agua inyectada aadiendo algunos qumicos. El objetivo principal de estos qumicos es disminuir la tensin interfacial entre el agua y el petrleo, e incrementar la viscosidad del agua para mejorar la relacin de movilidades.

Los surfactantes y el petrleo fluyen mejor a travs del yacimiento debido a la reduccin de la tensin interfacial entre las fases acuosa y oleica, emulsificacin espontnea que logra condiciones de flujo miscible, y cambios en la humectabilidad. Los qumicos alcalinos reaccionan con el petrleo del yacimiento para formar surfactantes en sitio y as sobreponer la disminucin de la concentracin de surfactante en las fases lquidas debido a retencin y adsorcin. Se agrega polmero a la solucin inyectada dentro del yacimiento para producir un barrido ms uniforme de los surfactantes y el petrleo.

Figura 3 ilustra un proceso de inyeccin de ASP. Usualmente el primer tapn inyectado es una predescarga de agua (preflush), utilizada para acondicionar el yacimiento (e.g., disminuir la salinidad). Luego se inyecta una solucin de ASP, seguido por una solucin de polmero, para lograr un barrido uniforme del petrleo y los qumicos, evitando as el fenmeno conocido como adedamiento. Por ltimo se inyecta agua la cual conduce los tapones previos y el petrleo hacia pozos productores.

Figura 3 - Proceso de Inyeccin de lcali-Surfactante-Polmero (ASP). Lake, L.W. (1989)A continuacin se presenta una discusin sobre la justificacin de la aplicacin de procesos de inyeccin de ASP (interaccin de fuerzas capilares y viscosas) seguido de una descripcin de los qumicos utilizados en estos procesos, incluyendo tipos de compuestos, mecanismos de accin y factores que afectan su desempeo. Adems se discute el diseo de un proceso de inyeccin de ASP, incluyendo detalles del proceso de formulacin de los qumicos, pruebas de laboratorio y procedimientos para la generacin de condiciones ptimas.

4.1.1 Fuerzas Capilares vs. Fuerzas Viscosas

Las fuerzas capilares son las principales responsables de la saturacin residual de petrleo presente en zonas barridas por agua.

La relacin entre fuerzas viscosas y fuerzas capilares esta dada por el nmero Capilar, NC,

(1)

donde,

v : Velocidad del fluido de empuje

( : Viscosidad del fluido de empuje

( : Tensin interfacial

Considerando dos poros en paralelo, como se muestra en la Figura 4, la ecuacin de Laplace nos permite calcular la cada de presin en un poro superior que contiene un glbulo de petrleo atrapado por fuerzas capilares:

(2)

donde,

(Pcapilar : Cada de presin debido a fuerzas capilares( : Tensin Interfacial

( : Curvatura, aproximadamente el inverso del radio del poro

En el poro inferior la fase continua, acuosa, puede fluir y ejercer entonces una fuerza de drenaje dada por las relaciones de Darcy o de Poiseuille para un capilar:

(3)

donde;

(Pviscoso: Gradiente de presin entre los extremos del glbulo, debido al flujo de la fase continuaL : Longitud del glbulo (estimado por la longitud de un poro o grano de arena)

v : Velocidad superficial de desplazamiento de la fase continua

( : Viscosidad de la fase continua

k : Permeabilidad del medio poroso

Ntese que esta diferencia de presin de arrastre es proporcional a la velocidad del agua v la cual es extremadamente lenta (tpicamente 1 ft/da), por lo que el (Pviscoso es muy modesto, an si se aumenta la viscosidad del agua aadiendo polmeros.

Figura 4 - Atrapamiento capilar de una gota de petrleo. Salager, J.L. (1999)Tomando como valores tpicos:

( = 0.1 (m-1L = 100 (m

( = 1 cP

v = 1 m/da

( = 10 dina/cm

k = 100 milidarcies

Note que las fuerzas capilares pueden llegar a ser 1000 a 10000 veces ms altas que las fuerzas viscosas que se pueden lograr por inyeccin de fluidos.

De acuerdo a la definicin de nmero capilar, se podra pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad est limitada por cuestiones de costo y tambin porque alcanzar altas velocidades puede resultar en la ruptura de la roca del yacimiento. Al aumentar la viscosidad, mediante disolucin de polmeros, solo se puede ganar un factor de 10. Por lo tanto la nica posibilidad es disminuir drsticamente la tensin interfacial, y debido a que la tensin para combinaciones tpicas de petrleo-agua est alrededor de 10 dinas/cm, reducir la tensin interfacial en el orden de 10-3 10-4 dina/cm producir un nmero capilar en el intervalo requerido para movilizar el petrleo y eventualmente lograr saturaciones residuales de petrleo cercanas a cero. Este es el propsito de la inyeccin de lcali y surfactantes.

4.1.2 Surfactantes

La palabra surfactante proviene del ingls surfactant = surface active agent, agente de superficie o tensoactivo. Los surfactantes son sustancias cuyas molculas poseen un grupo polar hidroflico, soluble en agua, y un grupo apolar hidrfobo o lipoflico, soluble en aceite. Tal estructura molecular ubica a los surfactantes en la clase de las sustancias anfiflicas, el vocablo anffilo tiene su significado de las palabras griegas anfi = ambos lados, y filo = amigo, por lo tanto es una sustancia qumica cuya molcula posee una afinidad por sustancias polares y sustancias apolares a la vez, ubicndose preferencialmente en una superficie o una interfase.

Las Figura 5 a) y b) muestran la estructura molecular de dos surfactantes comunes; la Figura 5 c) ilustra la notacin abreviada para molculas de surfactante: la molcula es representada por un smbolo parecido a un renacuajo, siendo la porcin apolar la cola y la porcin polar la cabeza.

Figura 5 - Estructura molecular de surfactantes. Lake, 19894.1.3 Tipos de Surfactantes

Generalmente, se clasifica a los surfactantes, de acuerdo al tipo de disociacin del grupo hidroflico en fase acuosa, en:

Aninicos: la molcula de surfactante est asociada con un metal inorgnico (un catin, el cual es habitualmente sodio). En una solucin acuosa la molcula se divide en cationes libres (contraion, con carga positiva), y el monmero aninico (con carga negativa). La solucin es neutra desde el punto de vista elctrico, lo que significa que existe un balance entre las cargas negativas y positivas. Los surfactantes aninicos presentan una relativa resistencia a la retencin, son estables, y su produccin es relativamente econmica.

Catinicos: en este caso la molcula de surfactante contiene un anin inorgnico para balancear su carga elctrica. La solucin se ioniza en un monmero con carga positiva, y el anin (contraion, con carga negativa). Los surfactantes catinicos son altamente adsorbidos por arcillas y por lo tanto no se utilizan mucho para la recuperacin de petrleo.

No-inicos: la molcula de surfactante no posee contraion, es decir, no posee enlaces inicos, pero cuando son disueltos en soluciones acuosas, exhiben propiedades de surfactante principalmente por contrastes electronegativos a lo largo de sus constituyentes. Los surfactantes no-inicos son mucho ms tolerantes a alta salinidad que los aninicos, pero son ms pobres en cuanto a su accin interfacial. Se utilizan principalmente como co-surfactantes.

Anfotricos: esta clase de surfactantes contiene aspectos de dos o ms de las clases anteriores. Por ejemplo, un anfotrico puede contener un grupo aninico y un grupo no polar. Estos surfactantes no se han utilizado en procesos de recuperacin de petrleo.

En la Tabla 2 se muestran algunos surfactantes tpicos segn su clasificacin.

Tabla 2 - Clasificacin de surfactantes. Lake, 1989

AninicosCatinicosNo-inicosAnfotricos

Sulfonatos

Sulfatos

Carboxilatos

FosfatosAmonio cuaternario orgnicos, piridino, imidazolinio, piperidinio, y sulfononium Alcoholes

Aquilfenoles polieto-xilados

Alquil-, alquil-aril, acil-aminepoliglicol, y ter poliol

Alcanolamidas cidos aminocarboxlicos

4.1.4 Mecanismos de accin

Todas las propiedades y usos de los surfactantes provienen de dos caractersticas fundamentales de estas sustancias: i) la capacidad de adsorberse en las interfases, y ii) su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas.

4.1.4.1 Adsorcin

Cuando una molcula de surfactante se ubica en forma orientada en una interfase o una superficie, se dice que se adsorbe (ver Figura 6). Debido a la naturaleza dual de la molcula de surfactante, sta no puede satisfacer su doble afinidad ni en un solvente polar, ni en un solvente orgnico. Cuando una molcula de surfactante se coloca en una interfase agua-aire o agua-aceite, ella puede orientarse perpendicularmente a la interfase de manera que el grupo polar est en el agua, mientras que el grupo apolar se ubica fuera del agua, en el aire o en el aceite.

Figura 6 - Adsorcin de molculas de surfactanteLa adsorcin de un surfactante en una superficie gas-lquido o en una interfase lquido-lquido, produce en general una reduccin de la tensin superficial o interfacial. La disminucin de la tensin interfacial entre dos lquidos inmiscibles es favorable para la deformacin y ruptura de una interfase y para la movilizacin del petrleo residual.

La adsorcin de surfactantes no se limita a las interfases fluido-fluido. Ella se produce tambin en las interfases lquido-slido, y eventualmente gas-slido. La fuerza motriz de la adsorcin en una interfase lquido-slido puede incluir uno o varios de los efectos siguientes: atraccin polar por la presencia de cargas elctricas en el slido, efecto hidrfobo, y la formacin de estructuras de baja energa.

4.1.4.2 Asociacin

Cuando a una solucin se le aade cada vez ms surfactante, este comienza por adsorberse a las interfases disponibles, luego su concentracin en forma monomolecular aumenta hasta que se forman las primeras micelas.

La micela es un polmero de asociacin en el cual el surfactante alcanza una posicin ms favorable. Las micelas formadas en un ambiente acuoso tienen un exterior hidroflico y un ncleo hidrofbico y exhiben una variedad de formas. En un ambiente no polar como el aceite, se formaran micelas inversas con un exterior lipoflico y un ncleo hidroflico (ver Figura 7). Las micelas son responsables de una propiedad fundamental de las soluciones de surfactantes, su poder solubilizante. El tamao de las micelas es del orden de 10 a 100 , ms pequeas que las partculas del humo del cigarrillo, y pueden contener varias decenas y an centenas de molculas.

Figura 7 Ilustracin de micelas y micelas inversas

El fenmeno de la micelizacin se produce como un compromiso entre dos tipos de efectos:

los efectos favorables a la formacin de una micela, particularmente el efecto hidrfobo, que aumenta con el tamao de la cadena hidrocarbonada del surfactante;

y los efectos que tienden a oponerse a la formacin de una micela, tal como la repulsin entre los grupos hidroflicos, particularmente importante en el caso de surfactantes inicos.

La concentracin a la cual aparecen las primeras micelas es la Concentracin Micelar Crtica (CMC), y puede detectarse mediante diferentes mtodos, ya que diversas propiedades presentan en esta zona una discontinuidad en su variacin. Los mtodos ms empleados se basan sobre la variacin de la tensin superficial (todos los tipos de surfactante) y de la conductividad electroltica de las soluciones (slo surfactantes inicos).

La Figura 8 muestra una grfica de la concentracin de monmeros de surfactante contra la concentracin total de surfactante. Se observa una curva que comienza en el origen, aumentando montonamente, luego su pendiente se hace igual a cero cuando se alcanza la concentracin micelar crtica (CMC). Por encima de la CMC, el aumento de concentracin de surfactante causa un incremento slo en la concentracin de micelas. Debido a que la concentracin micelar crtica es tpicamente pequea, para casi todas las concentraciones utilizadas en procesos de recuperacin de petrleo, el surfactante est predominantemente en forma de micelas. Valores tpicos de CMC estn alrededor de 10-5 a 10-4 kg-moles/m3, y el tamao de las micelas es 10-4 a 10-6 mm.

Figura 8 - Concentracin de monmeros de surfactante vs. Concentracin total de surfactante. Lake, 19894.1.4.3 Solubilizacin

Las soluciones micelares poseen una propiedad muy importante, llamada capacidad de solubilizacin. Pueden solubilizar sustancias apolares (aceites) o anffilas (alcoholes) en cantidades considerables dentro o en la superficie de las micelas (co-micelizacin).

A partir de la CMC, la solubilizacin aumenta considerablemente, ya que el hidrocarburo penetra dentro del corazn de las micelas.

En ciertos casos la solubilizacin puede ser considerable y se observan sistemas llamados microemulsiones. El trmino microemulsin no debe confundirse con una macroemulsin compuesta de gotas muy pequeas. Considere una microemulsin como una solucin micelar en la cual las micelas estn hinchadas (tienen agua o petrleo en sus ncleos) y se tocan entre ellas. En realidad, se encuentran micelas y micelas inversas en coexistencia, a menudo en una estructura bicontinua (ver Figura 9).

Figura 9 Ilustracin de una microemulsin

Debajo de la CMC, la solubilidad de sustancias apolares o anffilas es esencialmente la misma que en agua pura. Por el contrario, encima de la CMC, se observa en general un aumento de solubilizacin, que en ciertos casos puede lograr valores considerables.

Existen cuatro tipos de solubilizacin, segn la naturaleza de la sustancia:

a) En el caso de compuestos no-polares, tales como los hidrocarburos o los aceites, la solubilizacin se realiza en el interior lipoflico de las micelas. stas pueden entonces hincharse hasta volverse microgotas de varios centenares de Angstroms, recubiertas de una capa de surfactante.

b) En el caso de sustancias anffilas, tales como los alcoholes, se trata de una co-micelizacin, es decir, de la formacin de micelas mixtas conteniendo los dos anffilos. En cierto modo se puede decir que el alcohol se comporta como un co-surfactante.

c) En el caso de sustancias que son insolubles a la vez en agua y en el interior lipoflico de las micelas, parece que se adsorben en la superficie de la micela.

d) El ltimo tipo de solubilizacin, es caracterstico de las micelas de surfactantes no-inicos cuyo hidrfilo consiste en una o varias cadenas de poli-oxietileno o poli-oxipropileno. Parece que ciertos compuestos orgnicos pueden ser secuestrados en estas cadenas hidroflicas, que pueden alcanzar a veces varias decenas de unidades de xidos de etileno.

La Figura 10 ilustra los tipos de solubilizacin descritos.

Figura 10 - Tipos de Solubilizacin4.1.4.4 Comportamiento de fases de las Mezclas Surfactante-Agua-Petrleo

La funcin principal de los surfactantes en los mtodos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de qumicos es reducir la tensin interfacial entre las fases acuosa y oleica. El grado de reduccin de tensin interfacial depende del comportamiento de las fases de la mezcla surfactante-agua-petrleo; a su vez, el comportamiento de las fases depende de la afinidad del surfactante a ambientes polares o apolares.

Winsor (1954) estudi el comportamiento de fase de sistemas surfactante-agua-aceite como una funcin de la naturaleza de los diferentes componentes del sistema ternario, mediante la construccin de diagramas ternarios variando la naturaleza de los componentes y sus respectivas proporciones. Utilizando datos experimentales, Winsor fue capaz de relacionar el comportamiento de fase con las condiciones fsico-qumicas en la interfase y propuso una aproximacin pedaggica y cualitativa basada en la relacin de las energas de interaccin en la interfase:

(3)donde:

ACO = interaccin entre anffilo y petrleo

ACW = interaccin entre anffilo y agua

AOO = interaccin entre molculas de petrleo

AWW = interaccin entre molculas de agua

ALL = interaccin entre porciones lipoflicas de surfactante

AHH = interaccin entre porciones hidroflicas de surfactante

El valor de R determina el grado de afinidad de un surfactante, si R es mayor que 1, el surfactante es ms lipoflico, si R es menor que 1 el surfactante es ms hidroflico; de acuerdo a esto se pueden describir tres tipos de comportamiento de fase para diferentes grados de afinidad del surfactante, es decir, para diferentes valores de la relacin de interacciones de fluidos descrita por Winsor.

Con un surfactante con mayor afinidad a ambientes polares (R1) una composicin global dentro de la regin de dos fases estar comprendida por una fase de agua y una fase de microemulsin de agua en petrleo que contiene surfactante y agua solubilizada. El agua es solubilizada por medio de la formacin de micelas invertidas con agua en sus ncleos. Este tipo de comportamiento de fase es llamado sistema Winsor tipo II, una microemulsin superior, o sistema tipo II (+) (ver Figura 12).

Cuando el surfactante presenta igual afinidad tanto para agua como para petrleo (R=1) se forman tres fases (ver Figura 13). Una concentracin global dentro de la regin de tres fases se divide en una fase de petrleo y una de agua y una microemulsin con una estructura bicontinua entre las fases anteriores. Este comportamiento es llamado Winsor tipo III, una microemulsin media, o sistema tipo III. En este sistema existen dos tensiones interfaciales entre la microemulsin y el petrleo y entre la microemulsin y el agua. Los sistemas tipo III son aquellos donde todas las tensiones interfaciales son mnimas. Por esta razn, la configuracin de tres fases es considerada como ptima, y cualquier valor de un parmetro que conduzca a un sistema de este tipo se dice que es ptimo. As, la fase de microemulsin media parece ser un elemento central del proceso qumico.

Figura 11 - Representacin esquemtica del sistema tipo II(-) R < 1. Lake, 1989

Figura 12 - Representacin esquemtica del sistema tipo II(+) R > 1. Lake, 1989Cualquier cambio en una variable que favorezca la afinidad del surfactante al petrleo tiende a promover la transicin de sistemas II(-) ( III ( II(+). Esta variable puede ser un incremento de la salinidad, una disminucin del peso molecular del petrleo, o un alargamiento de la porcin lipoflica del surfactante.

Figura 13 - Representacin esquemtica del sistema tipo III R = 1. Lake, 19894.1.4.5 Factores que influencian la accin de los Surfactantes

4.1.4.5.1 Retencin de Surfactante

La retencin de surfactante es un problema importante en la aplicacin comercial del proceso de inyeccin de ASP. El surfactante debe ser diseado para tener una mayor afinidad a interfases petrleo/agua, y una menor afinidad a interfases lquido/slido.

Algunos mecanismos que explican la retencin de surfactante en la roca son:

1. Adsorcin en superficies de xido de metal. Mientras la concentracin de surfactante sea menor que la concentracin crtica de micelas, los monmeros de surfactante aninico se adsorbern por medio de enlaces de hidrgeno y enlaces inicos a superficies catinicas.

2. Salmueras con alta concentracin de partculas divalentes (Ca2+, Mg2+) causan la formacin de complejos surfactante-divalente que tienen baja solubilidad en salmuera. Estos complejos se precipitan y causan retencin.

3. En yacimientos que contienen arcillas el surfactante puede intercambiar cationes con las arcillas y adherirse a la superficie. La adicin de co-surfactantes reduce la densidad de molculas de surfactante en la superficie de la roca.

4.1.5 PolmeroLos polmeros son largas cadenas de molculas de menor tamao (monmeros), unidas mediante enlaces covalentes con un peso molecular alto (10000 kg/kgmol o mayor). Cuando son mezclados con agua aumentan la viscosidad de la solucin. La unidad de concentracin ms utilizada con los polmeros es g/m3 de solucin, la cual es aproximadamente la misma que ppm. Una conversin muy til para recordar es que 1000 g/m3 es aproximadamente igual a 0.1% en peso.

Los polmeros poseen caractersticas anfiflicas, es decir poseen afinidad por sustancias polares y no polares. Los polmeros solubles en agua contienen grupos hidroflicos, segregados en bloques o insertados a lo largo de una cadena hidrofbica.

La inyeccin de agua con polmero se realiza con el fin de bajar la movilidad del agua. El aumento en la viscosidad resultante, as como el descenso en la permeabilidad de la fase acuosa que ocurre con algunos polmeros, causan la menor relacin de movilidades. Una menor relacin de movilidades aumenta la eficiencia del proceso de inyeccin, de aqu la importancia de la inyeccin de polmeros.

4.1.6 Tipos de Polmeros

Algunos de los polmeros considerados comercialmente en la recuperacin terciaria de petrleo son (Lake, 1989):

Goma de xantano (Biopolmeros)

Poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM)

Copolmeros de cidos acrlicos y acrilamidas

Copolmeros de acrilamidas y 2-acrilamidas 2-metil propano sulfonatos (AM/AMPS)

Hidroxietilcelulosa (HEC)

Carboximetil hidroximetilcelulosa (CMHEC)

Poliacrilamidas (PAM)

Poliacrlicos cidos

Glucan

Dextran polyethylene oxide (PEO)

Alcohol Polivinil

Almidones modificados

Todos los polmeros comercialmente atractivos se pueden separar en dos grandes clases: las poliacrilamidas y los polisacridos (biopolmeros).

4.1.6.1 Poliacrilamidas

Estos son los polmeros cuya unidad monomrica es la molcula acrilamida (Figura 14). Los poliacrilamidas experimentan hidrlisis parcial, lo que causa que los grupos carboxil aninicos (cargados negativamente), COO-, sean esparcidos a lo largo de la cadena del polmero. Por esta razn el polmero es llamado poliacrilamida parcialmente hidrolizado (HPAM, por sus siglas en ingls).

Los grados tpicos de hidrlisis de monmeros acrilamida se encuentran entre 30% y 35%; por lo tanto la molcula HPAM posee carga negativa, lo que cuenta para muchas de sus propiedades fsicas. Estos grados de hidrlisis han sido seleccionados para optimizar ciertas propiedades tales como solubilidad en agua, viscosidad, y retencin. Si el grado de hidrlisis es muy pequeo, el polmero no ser soluble en agua, si es muy grande, las propiedades del polmero sern muy sensibles a la salinidad y la dureza del agua.

La caracterstica de aumento de viscosidad de los HPAM se debe a su gran peso molecular. El aumento de la viscosidad es acentuado por la repulsin (aninica) entre grupos vecinos de un mismo polmero cargados igualmente. La repulsin causa que la molcula en solucin se alargue y enganche con otras similarmente alargadas, un efecto que acenta la reduccin de movilidad a altas concentraciones.

Si la salinidad y la dureza de la salmuera son altas, la repulsin entre los grupos vecinos se reduce significativamente debido a proteccin inica, por lo que el polmero se dobla sobre s mismo. Este enrollamiento causa una disminucin en la efectividad del polmero debido a que los enganches entre molculas de polmero son reducidos. Virtualmente todas las propiedades de los HPAM muestran sensibilidad a la salinidad y a la dureza, lo que representa un obstculo para su utilizacin en muchos yacimientos. Por otra parte, HPAM es barato y relativamente resistente al ataque bacterial.

Figura 14 Poliacrilamida parcialmente hidrolizada. Lake, 1989 4.1.6.2 Polisacridos

Estos polmeros son formados a partir de un proceso de fermentacin bacterial (polimerizacin) de molculas sacridas (Figura 15). El polmero es susceptible al ataque bacterial despus de ser introducido en el yacimiento lo cual se ve compensado por la insensibilidad de las propiedades de los polisacridos ante la salinidad y dureza de la salmuera.

La insensibilidad a la salinidad y dureza de las molculas polisacridas se debe a que stas son relativamente no-inicas lo que las hace libre de los efectos de proteccin inica manifestados en los HPAM. Los polisacridos poseen ms ramificaciones que los HPAM, por lo que al engancharse unos con otros forman estructuras ms rgidas dentro de la solucin, aumentando la viscosidad. Los pesos moleculares de los polisacridos estn generalmente alrededor de los 2 millones kg/kgmol.

Figura 15 Polisacrido (biopolmero). Lake, 1989

Los HPAM son usualmente menos costosos por unidad de cantidad que los polisacridos, pero cuando se compara unidad de cantidad por reduccin de movilidad, particularmente a altas salinidades, los costos son muy parecidos. En cuanto a los efectos de la temperatura ambas clases de polmeros tienden a degradarse a altas temperaturas.

4.1.7 Tipos de Polmeros segn su arreglo molecular

Tipo bloque: Este tipo de polmero consta de secuencias de grupos hidroflicos y secuencias de grupos lipoflicos, intercalados entre s, para formar una estructura alargada. Segn el nmero de secuencias de grupos hidroflicos y lipoflicos reciben el nombre de di-bloques o tri-bloques si poseen 2 y 3 grupos, respectivamente.

Tipo injerto: Este tipo de polmero se compone de una cadena lipoflica en la cual se injertan grupos hidroflicos.

Figura 16 Tipos de polmeros segn su arreglo molecular4.1.7.1 Factores que influencian la accin de los Polmeros

En esta seccin se presentan las propiedades de los polmeros y sus relaciones con otras variables, de forma cualitativa y cuantitativa. Entre las propiedades ms importantes de los polmeros encontramos su reologa, retencin en las rocas, volumen de poro inaccesible y degradacin qumica, biolgica y mecnica.

4.1.7.1.1 Reologa de los polmeros

La reologa es la ciencia que estudia la deformacin y flujo de materia describiendo la manera en la cual los materiales responden al aplicarles un esfuerzo. De acuerdo a su reologa los polmeros son clasificados como fluidos no-newtonianos, es decir, su viscosidad no es constante. En la mayora de las condiciones son definidos como pseudoplsticos, y su viscosidad disminuye con el aumento de la tasa de deformacin, lo que est relacionado con un aumento de la tasa de flujo.

A tasas de flujo altas, los polmeros se desvan de un comportamiento pseudoplstico y exhiben efectos viscoelsticos. Esto resulta en un aumento de la viscosidad aparente, causado por el movimiento rpido del polmero a travs de expansiones y contracciones dentro de la matriz de la roca. En la Figura 17 se muestra el comportamiento de la viscosidad en funcin de la tasa de deformacin para la mayora de soluciones de polmeros utilizadas en recuperacin de petrleo, observndose la transicin entre el comportamiento pseudoplstico y viscoelstico. Entre otras variables que tambin tienen influencia en la viscosidad aparente del polmero son: la composicin del agua de mezcla, el peso molecular del polmero, el grado de hidrlisis y la concentracin.

Figura 17 Respuesta tpica de viscosidad de solucin de polmero vs. tasa de deformacin Barrufet, M.A. (2000) (Original de: Core Laboratories Manual)La Figura 18 muestra la viscosidad de una solucin de polmero ((p) contra la tasa de deformacin () medida en un viscosmetro a una salinidad fija, a diferentes concentraciones de polmero. A tasas de deformacin bajas, la viscosidad de la solucin es independiente de la tasa de deformacin, y la solucin se comporta como un fluido Newtoniano. Al elevarse la tasa de deformacin, la (p disminuye hasta aproximarse a un valor lmite. Este comportamiento es causado por desenrollamiento y desenganche de las cadenas de polmero cuando estn alargadas por el flujo cortante. Por debajo de la tasa crtica de deformacin el comportamiento es en parte reversible.

Figura 18 Viscosidad contra tasa de deformacin para diferentes concentraciones de polmero y salinidad fija. Lake, 1989 (Original de: Tsaur, 1978)La Figura 19 muestra un grfico de viscosidad contra tasa de deformacin donde la concentracin de polmero es fija y se vara la concentracin de NaCl para un mismo polmero. La sensibilidad de la viscosidad a la salinidad es significativa. La viscosidad de la solucin de polmero disminuye en un factor de 10 por cada incremento en un factor de 10 en la concentracin de NaCl. La viscosidad de los polmeros parcialmente hidrolizados y sus derivados son incluso ms sensibles a la salinidad y dureza. En cambio la viscosidad de las soluciones con polisacridos es relativamente insensible a ambos.

Figura 19 Viscosidad de solucin de polmero contra tasa de deformacin para un mismo polmero y varios grados de salinidad. Lake, 1989 (Original de: Martin et al., 1981)Retencin y Asociacin de Polmeros

Los polmeros son retenidos en el medio permeable debido a su adsorcin sobre superficies slidas o porque quedan atrapados en poros pequeos. La retencin de polmero varia con el tipo de poro, el peso molecular, la composicin de la roca, la salinidad y dureza de la salmuera, tasa de flujo, y temperatura. Valores de retencin medidos en campo varan de 7 a 150 (g de polmero/cm3 de volumen del yacimiento, siendo los valores deseables de retencin menores a 20 (g/cm3. La retencin causa la prdida de polmero de la solucin, lo que a su vez causa la prdida del efecto de control de movilidad.

La adsorcin de polmeros se realiza del mismo modo que para los surfactantes, ya que estos poseen un comportamiento similar. La adsorcin se debe a tres fenmenos fundamentales: minimizacin energtica, atraccin polar y al efecto hidrofbico.

La adsorcin de los polmeros tiene lugar en la interfase lquido-lquido y en la interfase lquido-slido. La adsorcin de los polmeros es mucho ms fuerte que la de las molculas de surfactante, ya que el polmero por su forma y mayor tamao se puede pegar por varias partes simultneamente y la posibilidad de que dichas partes se despeguen al mismo tiempo son casi nulas. Esto hace que un polmero que se adsorbe en la interfase sea mucho ms difcil de sacar que un surfactante. En la Figura 20 se observan las distintas formas de adsorcin de los polmeros tanto en la interfase lquido-lquido como lquido-slido. Figura 20 - Adsorcin de polmeros en la interfase lquido-lquido (Izquierda) y lquido-slido (derecha). Salager, J.L. 202TVolumen de poro inaccesible

El retraso causado por retencin es compensado con una aceleracin de la solucin de polmero a travs del medio permeable consecuencia del volumen de poro inaccesible. La explicacin ms comn para el volumen de poro inaccesible es que las porciones ms pequeas del espacio poroso no permiten que entren las molculas de polmero debido a su tamao. Por lo tanto una porcin del espacio poroso total no es invadida o es inaccesible al polmero, y en consecuencia se acelera el flujo de polmeros en el resto del espacio poroso. El volumen de poro inaccesible depende del peso molecular del polmero, la permeabilidad del medio, porosidad, y distribucin del tamao de los poros. El efecto de volumen de poro inaccesible se hace ms pronunciado al aumentar el peso molecular y disminuir la relacin entre permeabilidad y porosidad (tamao de poro caracterstico). En un caso extremo el volumen de poro inaccesible puede ser un 30% de espacio poroso total.

Degradacin qumica y biolgica

El peso molecular promedio del polmero puede disminuir debido a degradacin qumica, biolgica o mecnica, hasta causar un efecto perjudicial en el proceso de recuperacin de petrleo. El trmino degradacin qumica denota procesos tales como oxidacin trmica, sustitucin de radicales libres, hidrlisis, y degradacin biolgica.

El tiempo que permanecen los polmeros en el yacimiento es tpicamente muy largo, en el orden de algunos aos, por lo tanto, incluso reacciones lentas son potencialmente serias. La velocidad de reaccin tambin depende de variables tales como el pH o la dureza. A pH neutro, la degradacin no es significativa, mientras que a pH muy bajo o muy alto, y especialmente a altas temperaturas, la degradacin puede ser significativa.

Para una solucin de polmero dada, existir una temperatura por encima de la cual el polmero se degrada trmicamente. Aunque esta temperatura no est bien establecida para la mayora de los polmeros utilizados en recuperacin mejorada de petrleo, esta temperatura es bastante alta, en el orden de 260 F (400 K).

La oxidacin o reacciones de radicales libres son usualmente considerados la fuente ms seria de degradacin. Por lo tanto, inhibidores de oxgeno y antioxidantes son aadidos frecuentemente para prevenir o retardar stas reacciones. Adicionalmente estos qumicos ayudan a prevenir la formacin de gel, aglomeracin, y otros efectos indeseables que pueden causar bloqueos en el agujero del pozo y reducir la inyectividad.

Para prevenir reacciones de oxidacin se utilizan los siguientes qumicos:

Inhibidores de oxgeno

Hidrazina

Bisulfito de sodio

Hidrosulfito de sodio

Dixido de sulfuro

La degradacin biolgica puede ocurrir en HPAM y polisacridos, pero es ms probable en los polisacridos. Las variables que afectan la degradacin biolgica son el tipo de bacteria contenida en la salmuera, presin, temperatura, salinidad, y otros qumicos presentes.

Para prevenir degradacin biolgica se utilizan los siguientes qumicos bactericidas:

Acrolein

Formaldehdo

Diclorofenol de sodio

Pentaclorofenol de sodio

La degradacin mecnica ocurre cuando la solucin de polmero es expuesta a altas velocidades de flujo. Como se dijo anteriormente, tasas de flujo altas pueden romper las cadenas lineales de polmeros y reducir la viscosidad de la solucin, efecto que se ve aumentado con la salinidad. La degradacin mecnica puede estar presente en equipos de superficie (vlvulas, orificios, bombas, y tuberas), en el fondo de pozo (perforaciones o pantallas), y hasta en las rocas. Las completaciones perforadas son una causa de preocupacin debido a que grandes cantidades de polmero son forzadas a pasar a travs de agujeros pequeos. Por esta razn, la mayora de las inyecciones de polmero son realizadas en completaciones de agujero abierto o con paquetes de grava.

4.1.8 lcaliLos qumicos alcalinos son utilizados en procesos de recuperacin mejorada por inyeccin de qumicos cuando el petrleo crudo contiene sustancias cidas, frecuentemente cidos carboxlicos. Los qumicos alcalinos reaccionan con los cidos del crudo para producir un surfactante en sitio, que acta en la interfase agua-petrleo reduciendo la tensin interfacial.

Para la formacin de surfactante a partir de la reaccin de qumicos alcalinos con componentes cidos del petrleo se necesitan valores altos de pH. Un pH alto significa grandes concentraciones de aniones de hidrxido [OH-]. En una solucin acuosa, mientras la concentracin de OH- aumenta, la concentracin de H+ disminuye ya que las dos concentraciones estn relacionadas por la disociacin de agua:

(4)tomando en consideracin que la concentracin de agua en una fase acuosa es casi constante se observan dos medios para la introduccin de altos pH en el yacimiento:

i) disociacin de especies que contienen hidrxil, tales como NaOH y KOH,

ii) aadiendo qumicos que se enlazan preferiblemente con iones de hidrgeno.

Se pueden utilizar muchos qumicos para generar alto pH, pero los ms comunes son hidrxido de sodio (soda custica NaOH), carbonato de sodio (Na2CO3), y ortosilicato de sodio (Na4SiO4).

El NaOH genera OH- por disociacin,

(5)El ortosilicato de sodio y el carbonato de sodio generan los hidrxidos a travs de la formacin de cidos dbiles disociados (slice y cido carbnico, respectivamente), los cuales remueven iones libres H+ de la solucin. Para el carbonato de sodio:

(6)

(7)El OH- por si solo no es un surfactante ya que debido a la ausencia de una cola lipoflica es exclusivamente soluble en agua. Aqu se asume que las especies cidas en el petrleo estn representadas por un componente genrico llamado HAo. Este componente cido no ser soluble en una fase acuosa con pH neutro. Sin embargo, si el pH es incrementado con una solucin alcalina, el componente cido del petrleo (HAo) ser extrado del petrleo hacia la fase acuosa (HAw), debido a la deficiencia de protones en la fase acuosa, segn la siguiente relacin de particin:

(particin)(8)y luego puede reaccionar de acuerdo a:

(reaccin)(9)La especie aninica A- (iones de carboxilato) es un surfactante aninico que tiene muchas de las propiedades y participa en la mayora de los fenmenos descritos en la seccin de surfactantes, adems por ser un surfactante aninico es sensible a cambios de salinidad.

Si originalmente ninguna especie cida est presente en el crudo, no se puede generar surfactante. Un procedimiento til para caracterizar el crudo con el objetivo de comprobar si es apto para la inyeccin de lcali es a travs del nmero cido. El nmero cido son los miligramos de hidrxido de potasio (KOH) requeridos para neutralizar un gramo de petrleo. Un buen candidato para inyeccin de lcali es el petrleo que tenga un nmero cido de 0.5 mg/g o mayor, aunque nmeros cidos tan bajos como 0.2 mg/g pueden ser candidatos debido a que solo una pequea cantidad de surfactante es requerida para saturar la interfase agua-petrleo.

Generalmente, los qumicos de alto pH que han sido utilizados en aplicaciones de campo se encuentran en concentraciones de hasta 5 wt%, con pHs inyectados en el intervalo de 11 a 13 y con tapones de hasta 0.2 VP.

4.1.9 Diseo de un proceso de inyeccin de ASPEn general, el proceso de inyeccin en combinacin de lcali, surfactante y polmero se realiza para obtener el mejor uso de las propiedades individuales de cada aditivo, tratando de minimizar la cantidad de qumicos inyectados y maximizar el recobro de petrleo. El primer paso en el proceso de diseo es la seleccin de un surfactante capaz de movilizar el petrleo residual a travs de la disminucin de la tensin interfacial entre el agua y el petrleo. Segundo, para controlar la propagacin de los tapones inyectados a lo largo del yacimiento se debe controlar la movilidad de los fluidos con el uso adecuado de polmeros. Y por ltimo, para disminuir las prdidas de surfactante debido a transferencia de masa excesiva y adsorcin se utilizan los qumicos alcalinos, mediante los cuales se genera surfactantes en sitio al reaccionar qumicamente con los componentes cidos del petrleo. Para lograr un proceso de inyeccin de ASP exitoso se deben lograr tres condiciones:

1. La solucin de surfactante debe mantener su actividad interfacial, de disminucin de tensin, mientras se propaga a lo largo del medio poroso.

2. Se debe inyectar suficiente surfactante para compensar por la prdida por retencin y adsorcin en la roca del yacimiento.

3. El surfactante activo debe barrer la mayor porcin del yacimiento sin disipacin excesiva debido a canales preferenciales de flujo (adedamiento).

La primera condicin se logra a travs del paso referente a formulacin en el diseo del proceso de inyeccin; las otras dos condiciones se resuelven a travs del escalamiento. El paso referente a formulacin consiste principalmente en realizar experimentos en tubos de ensayo e inyeccin en muestras de ncleo; el paso de escalamiento consiste en realizar pruebas de inyeccin en muestras de ncleo y simulacin numrica.

4.1.9.1 Formulacin

El principal objetivo de este proceso es obtener una formulacin ptima, la cual est asociada a una situacin fsico-qumica precisa en la cual la afinidad del surfactante con petrleo est equilibrada con su afinidad con agua, lo que coincide con sistemas de microemulsin intermedia. Esta situacin tiene asociados valores ultra-bajos de tensin interfacial y alta solubilidad.

Las propiedades de sistemas surfactante-agua-petrleo dependen de un gran nmero de variables de formulacin que incluyen no slo la naturaleza de los componentes, sino tambin la influencia de electrolitos (salinidad), alcoholes y otros aditivos (tipos y concentracin), temperatura y presin.

Las variables de formulacin se pueden clasificar de la siguiente forma:

1. Variables de formulacin, relacionadas con los componentes de sistema:

Estructura del surfactante

Nmero de carbono del petrleo

Salinidad

pH

Tipo de alcohol

Concentracin

2. Variables de posicin, para localizar el sistema en el diagrama ternario

Concentracin de surfactante

Relacin petrleo-agua

La tcnica experimental utilizada para obtener la formulacin ptima es conocida como barrido unidimensional, donde una serie de sistemas surfactante-agua-petrleo son preparados con composiciones idnticas (seleccionados de tal forma que el punto representativo est ubicado en la regin polifsica de un diagrama ternario), y todos con la misma formulacin, con excepcin de la variable barrida, la cual es modificada sistemticamente. sta es, en general, la salinidad de la fase acuosa para sistemas inicos y el nmero promedio de oxietileno por molcula (EON) para surfactantes no inicos.

Una consideracin importante en el proceso de formulacin, es la relacin de Winsor de las interacciones de los fluidos (R). Cuando se realiza un barrido de formulacin se est realizando un cambio continuo del valor de R, debido a que cualquier variable de formulacin produce un cambio de interaccin. Entonces el cambio de R produce una transicin del comportamiento de fase.

La Figura 21 ilustra un barrido de formulacin en el cual se vara la salinidad de la fase acuosa.

Figura 21 Barrido Unidimensional

La formulacin ptima puede estimarse de forma analtica utilizando correlaciones empricas de varias variables. Con la correlacin se obtiene una variable de formulacin generalizada denominada Diferencia de Afinidad del Surfactante (Surfactant Affinity Difference, SAD) [11]; distintos valores de SAD corresponden a distintos comportamientos de fases,

SAD < 0 ( tipo II(-)

SAD > 0 ( tipo II(+)

SAD = 0 ( tipo III.

Una correlacin para formulacin ptima para surfactantes inicos se puede expresar como sigue:

Por otra parte, desde el punto de vista de qumicos alcalinos, existe un valor de pH ptimo para una salinidad dada en los procesos de recuperacin de petrleo el cual corresponde a un comportamiento de fase de microemulsin media. En la formulacin ptima, el sistema muestra un mnimo en estabilidad, pero si se mueve ligeramente este punto a valores un poco mayores o menores se forman emulsiones de petrleo en agua o de agua en petrleo. Estas emulsiones tienen una viscosidad de al menos un orden de magnitud mayor que la viscosidad de la formulacin ptima. Este aspecto puede ser negativo en la recuperacin de petrleo ya que puede ocasionar problemas en el transporte de los fluidos a travs del medio poroso. Por esto se debe llevar un control muy preciso del pH, lo cual es muy difcil bajo condiciones de yacimiento. En la Figura 22 se muestra el efecto del pH sobre la tensin interfacial para dos crudos pesados en Venezuela. Un aumento en el pH disminuye rpidamente la tensin interfacial hasta alcanzar valores ptimos ultrabajos. Pero un aumento posterior del pH eleva la tensin interfacial, debido a la formacin de sales insolubles de carboxilato de sodio [6].

Figura 22 - Efecto del pH sobre la tensin interfacial. Rivas et al. (1997)Generalmente en un barrido de formulacin se observa que existe un rango de formulaciones con distintos valores de las variables de formulacin correspondientes a sistemas tipo III de microemulsin intermedia.

La idea es disear una formulacin a inyectar para la cual exista un comportamiento de fase tipo III, a pesar de los cambios ocurridos por difusin, disolucin, retencin y adsorcin, es decir, la formulacin obtenida debe ser capaz de mantener un comportamiento de fase ptimo a lo largo del medio poroso desde el pozo inyector hasta el productor.

4.1.9.2 Pruebas de laboratorio

En esta seccin se describe brevemente algunas pruebas de laboratorio utilizadas en el diseo de procesos de inyeccin de ASP.

Prueba de caracterizacin de petrleo:

Determina el nmero cido del petrleo crudo, el peso molecular equivalente y el nmero de carbono alcano equivalente. El nmero de carbono alcano equivalente identifica el petrleo crudo (el cual es una mezcla compleja de hidrocarburos) como si tuviera un comportamiento equivalente a un componente puro, tal como hexano u octano en la presencia de surfactantes. Conocer el componente puro que ajusta el comportamiento del petrleo crudo permite el acceso a correlaciones que asisten en la seleccin de surfactantes y co-surfactantes que se mezclarn con el petrleo crudo y agua para formar microemulsiones estables.

Prueba de control de movilidad de polmero:Los datos medidos en esta prueba incluyen viscosidad, factores de seleccin (para poliacrilamidas) y pruebas de filtracin (para polisacridos), comportamiento de inyectividad y movilidad (factores de resistencia) en la formacin como funcin de la concentracin de polmero y la tasa de flujo.

Se requieren anlisis del agua de la formacin, del agua para la solucin de polmero, y del agua de empuje. Se debe evaluar la compatibilidad del polmero con estas aguas y con el tapn de microemulsin.

Prueba de propiedades de la roca:La inyeccin de surfactantes es influenciada por la litologa de la roca del yacimiento. Los yacimientos de areniscas son los mejores candidatos, mientras las piedras calizas son pobres debido a su excesiva adsorcin de surfactante. Anhdrido (CaSO4) asociado con carbono puede incrementar el contenido de calcio en el agua inyectada y reducir la efectividad del surfactante y el polmero.

Las arcillas exhiben capacidad de intercambio de cationes y actan como un medio de intercambio de iones causando reacciones entre la roca y el agua, reduciendo la inyectividad. El calcio y magnesio liberado por las arcillas hacia el agua inyectada reduce la efectividad del surfactante. Los surfactantes son adsorbidos con ms rapidez en superficies de arcillas que en superficies normales de slica, y la prdida vara con los tipos de arcillas.

Agentes de sacrificio tales como carbonato de sodio, silicato de sodio en soluciones de alto pH (>10), o ciertos compuestos orgnicos se han propuesto para reducir la adsorcin de surfactante.

Rayos X, seccin delgada y pruebas SMF identifican los minerales de la roca (incluyendo arcillas); pruebas de sensibilidad roca-agua y datos de permeabilidad relativa son necesarios para disear la movilidad de procesos de inyeccin ASP.

Inyeccin en muestras de ncleo (core floods):Se basa en la inyeccin de soluciones de ASP y soluciones de polmero de empuje en pruebas radiales o lineales. Generalmente se inyecta agua en las muestras de ncleo hasta alcanzar una saturacin residual de petrleo, simulando un proceso convencional de inyeccin de agua, seguido de la inyeccin en forma secuencial del lcali, surfactante y el polmero seleccionado, para definir la recuperacin incrementada de petrleo y el petrleo residual reducido.

4.1.9.3 Generacin de condiciones ptimas

Existen tres tcnicas para generar las condiciones ptimas en un proceso de inyeccin ASP.

1. Elevar la salinidad ptima de la solucin de ASP, a la salinidad original de la salmuera en el yacimiento candidato (considerando la salinidad ptima como una variable de formulacin). Este procedimiento es el ms satisfactorio de las tres posibilidades, pero normalmente es el ms difcil. Una forma de elevar la salinidad ptima de la solucin es aadir co-surfactante. Esta aproximacin es la implementacin ms comn hoy en da; sin embargo, existen algunas penalidades en la separacin de surfactante-cosurfactante, tales como prdida de actividad interfacial y costos.

2. Disminuir la salinidad original del yacimiento para ajustarla a la salinidad ptima de la solucin de ASP. Este enfoque es el propsito principal de la predescarga (preflush). Una predescarga exitosa es atractiva debido a que con la salinidad disminuida, el tapn de surfactante y polmero desplazar el petrleo donde quiera que vaya en el yacimiento, y la retencin tambin ser baja. Generalmente, se requieren grandes volmenes de predescarga para bajar significativamente la salinidad a causa de efectos de mezclado e intercambio de cationes con la roca. Con alguna planificacin, la funcin de la predescarga se puede realizar durante el proceso de inyeccin de agua que precede la inyeccin de surfactantes y polmeros.

3. Utilizar la tcnica del diseo del gradiente de salinidad para generar tapones activos de surfactante y polmero. sta tcnica trata de disminuir dinmicamente la salinidad original hacia la ptima, durante el curso del desplazamiento intercalando la solucin ASP entre la salmuera con salinidad sobre la ptima y el tapn de empuje con salinidad inferior a la ptima. El diseo del gradiente de salinidad tiene las siguientes ventajas: es elstico para las incertidumbres del diseo y del proceso, provee un ambiente favorable para el polmero en el amortiguador de movilidad, minimiza retencin, y es indiferente al efecto de dilucin de surfactante.

Suficiente inyeccin de surfactante:

El primer paso para vencer la retencin es disear el proceso de inyeccin de tal manera que la retencin sea lo ms baja posible. Esto incluye minimizar la adsorcin tanto qumica como fsica, y eliminar el entrampamiento de fase propagando la solucin ASP en un ambiente de baja salinidad. La inyeccin de cosurfactantes y agentes de sacrificio en una predescarga puede ser apropiado. Una vez obtenido un valor de retencin de surfactante bajo, se debe inyectar suficiente surfactante de tal forma que una parte del surfactante inyectado sea transportado hacia los pozos productores.

La concentracin de surfactante en la solucin debe ser lo suficientemente grande, tal que se logre un comportamiento de fase tipo III, pero lo suficientemente pequeo para que la solucin sea fcilmente manipulada y transportada. El ltimo requerimiento usualmente significa que la solucin sea una sola fase, no excesivamente viscosa y que el surfactante no se precipite.

Mantenimiento de buen barrido volumtrico:

Es de gran importancia que el frente del banco de petrleo sea estable desde el punto de vista viscoso debido a que tapones pequeos no pueden tolerar una pequea cantidad de adedamiento. Por esta razn, se busca un tapn menos mvil para desplazar el banco de petrleo.

Los yacimientos receptivos al proceso de inyeccin de ASP contienen crudos de livianos a medianos con permeabilidades de moderadas a altas. Puesto que la inyectividad es esencial en estos procesos, se buscan yacimientos con profundidad suficiente para tolerar las altas presiones de inyeccin pero no tan profundos que promuevan degradacin trmica. Finalmente, el proceso es sensible a altas salinidades de salmuera, sin embargo, esto se puede manejar con una seleccin y diseo adecuado de la solucin ASP.

En trminos del nmero de decisiones de diseo requeridas, el proceso de inyeccin de lcali, surfactante y polmero es el ms complicado de los procesos de recuperacin mejorada de petrleo. Esta complejidad, unida a la heterogeneidad del yacimiento y la necesidad de una inversin mayor, hacen del proceso de inyeccin de ASP un proceso de alto riesgo.4.2 Simulacin computacional de procesos de inyeccin de ASP [29]La simulacin es un paso necesario en el proceso de diseo, interpretacin y optimizacin del proceso de inyeccin de ASP a nivel de campo. Para este propsito se han desarrollado simuladores que consideran mltiples componentes y mltiples fases, utilizando modelos especiales que tratan cada fase como una mezcla de varios componentes.

Estos simuladores se basan en las ecuaciones de balance de materiales describiendo el flujo de los fluidos mediante el uso de la ley de Darcy con las condiciones iniciales y de frontera adecuadas. Adems de estas ecuaciones, utilizan otras ecuaciones para describir fenmenos y mecanismos fsicos tales como comportamiento de fases, tensin interfacial, intercambio de iones y adsorcin, entre otras. Tambin toman en cuenta las reacciones qumicas que se pueden presentar entre las diferentes sustancias. Los simuladores se utilizan para calcular presiones, saturaciones y composiciones de las fases con el fin de obtener el recobro de petrleo y eficiencia del proceso.

En este trabajo se usa el simulador UTCHEM, desarrollado por la Universidad de Texas en Austin, siendo uno de los simuladores ms reconocidos para la simulacin de procesos de recuperacin mejorada de petrleo por inyeccin de qumicos, tales como ASP. UTCHEM puede describirse como un simulador tridimensional (3-D), multicomponente y multifsico, que utiliza un modelo composicional para describir los procesos de flujo qumico, tomando en cuenta el comportamiento de fases, las transformaciones qumicas y fsicas y las propiedades heterogneas del medio poroso. Originalmente el simulador fue desarrollado por Nelson y Pope en 1978, con el objetivo de simular mtodos de recuperacin de petrleo utilizando procesos de inyeccin de surfactantes y polmeros.

A continuacin se describe brevemente el modelo implementado en el simulador UTCHEM. Se presentan el esquema de solucin empleado en el simulador, las ecuaciones gobernantes bsicas del fenmeno de flujo multifsico reactivo, las suposiciones, condic