Trabajo Escrito Tofa Dano (Seflucempo, Ponm58)

ESTUDIO DEL DAÑO A LA FORMACIÓN CAUSADO POR FLUIDOS DE BAJA

DENSIDAD ESTABILIZADOS CON LA MEZCLA SURFACTANTE TOFA Y SUS SALES

Arellano, Jesús; Medina, Nelson; Gutiérrez, Xiomara; Blanco, José; Ojeda, Abel

PDVSA Intevep

RESUMEN

PDVSA Intevep ha llevado a cabo un esfuerzo importante en actividades de Investigación

y Desarrollo dirigidas hacia la generación de productos tecnológicos que contribuyan a

alcanzar la Soberanía Tecnológica de la Corporación, entre ellas el desarrollo de nuevas

tecnologías de fluidos de perforación que permitan garantizar el acceso y el incremento de

la productividad de yacimientos depletados y de baja presión, que minimicen el daño a la

formación, de bajo costo, reutilizables y amigables al ambiente. En este sentido, lo más

reciente es el desarrollo de un novedoso sistema de fluido de baja densidad constituido

por una emulsión de aceite en agua (O/W) estabilizada con la mezcla surfactante TOFA

(Tall Oil Fatty Acids) y sus sales, con excelentes resultados operacionales en aplicaciones

de campo ejecutadas en el Occidente y Centro Sur de Venezuela.

En este trabajo se presentan los resultados obtenidos en las pruebas de retorno de

permeabilidad realizadas para estimar el porcentaje de daño a la formación causado por

el empleo de fluidos emulsionados estabilizados con esta mezcla surfactante. Las

pruebas se ejecutaron empleando crudos de diferentes características fisicoquímicas,

simulando las condiciones del yacimiento, así como bajo condiciones de invasión parcial

(pruebas semidinámicas) y de invasión total (pruebas de desplazamiento) del fluido.

Con este estudio se pudo determinar que el porcentaje de daño a la formación

ocasionado por este nuevo sistema es independiente del tipo de crudo cuando se induce

una invasión parcial del fluido, y muestra cierta dependencia con el tipo de crudo y sus

características fisicoquímicas cuando la invasión de fluido es total. Sin embargo, se pudo

evidenciar que el porcentaje de daño es muy bajo con respecto a otros sistemas

ESTUDIO DEL DAÑO A LA FORMACIÓN CAUSADO POR FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD ESTABILIZADOS CON LA MEZCLA SURFACTANTE TOFA Y SUS SALES

comerciales del mismo tipo, además de presentar otras ventajas competitivas sobre estos

sistemas.

Palabras clave: TOFA, daño a la formación, surfactante, ácidos grasos, permeabilidad

1. INTRODUCCIÓN

Uno de los retos de mayor importancia que tiene PDVSA en el área de producción de

crudo y gas para los próximos años lo constituye el incremento de las reservas de crudos

condensados, livianos, medianos y pesados/extrapesados, así como el aumento de la

rentabilidad de los activos. Esto se traduce directamente en garantizar el acceso y

mejoramiento de la productividad de yacimientos de baja presión, además de poner en

producción pozos inactivos. Por otra parte, la utilización cada vez mayor de fluidos de baja

densidad en el ámbito mundial, como una de las técnicas más útiles para la perforación

de pozos de baja presión, impone la necesidad de desarrollar tecnologías de perforación y

rehabilitación de pozos basadas en este tipo de fluidos, capaces de minimizar el daño a la

formación, que sean de bajo costo, reutilizables y amigables al ambiente.

En este sentido, los sistemas de fluido constituidos por emulsiones de aceite en agua

(O/W), con alta concentración de fase interna (> 70%), han tenido aplicaciones exitosas

en operaciones de perforación y rehabilitación de pozos de baja presión en toda la

geografía nacional. Estos sistemas tienen valores de densidad entre los del agua y del

aceite, y presentan una serie de ventajas adicionales debido a su carácter de emulsión

O/W concentrada, tales como: bajo contenido de agua, alta capacidad de lubricación y

enfriamiento, buena estabilidad frente a contaminación por agua y crudo, propiedades

reológicas adecuadas con baja concentración de polímeros, bajo porcentaje de daño a la

formación, entre otras1-4.

La mayor parte de los sistemas comerciales de este tipo disponibles actualmente en el

mercado presentan una serie de limitaciones técnico-económicas, principalmente

relacionadas con: a) requerimiento de altas concentraciones de aditivo surfactante para

estabilizar el sistema de fluido; b) inestabilidad del sistema en presencia de altas

concentraciones de sal, elevadas temperaturas y agentes contaminantes (arcillas,

cemento, salmueras, crudo, entre otros); c) altos costos asociados al aditivo surfactante

empleado; d) generación de altos porcentajes de daño a la formación; y e) dependencia

tecnológica, dado que la mayor parte de la materia prima empleada en la manufactura del

Arellano, J.; Medina, N.; Gutiérrez, X.; Blanco, J.; Ojeda, A.; PDVSA Intevep 2


aditivo surfactante es importada, así como sus suplidores son empresas de servicio

extranjeras.

En virtud de lo planteado anteriormente, PDVSA Intevep ha desarrollado un novedoso

sistema de fluido de baja densidad constituido por una emulsión de aceite en agua (O/W)

estabilizada con la mezcla surfactante TOFA (Tall Oil Fatty Acids) y sus sales, con

excelentes resultados operacionales en aplicaciones de campo ejecutadas recientemente

en PDVSA Occidente y PDVSA Centro Sur. Los resultados obtenidos a la fecha han

permitido la validación de la tecnología en todas sus etapas, donde se ha podido verificar

que esta nueva formulación presenta mayores ventajas que otras tecnologías comerciales

de su tipo, principalmente en cuanto a rendimiento, tolerancia a sales y otros agentes

contaminantes (estabilidad), y reducción del daño a la formación, además de reducir en

gran medida los costos operacionales.

En este trabajo se presentan los resultados obtenidos en las pruebas de retorno de

permeabilidad realizadas para estimar el porcentaje de daño a la formación causado por

el empleo de fluidos emulsionados estabilizados con la mezcla surfactante TOFA y sus

sales. Las pruebas se ejecutaron empleando crudos de diferentes características

fisicoquímicas, simulando las condiciones de un yacimiento (presión y temperatura), así

como bajo condiciones de invasión parcial (pruebas semidinámicas) y de invasión total

(pruebas de desplazamiento) del fluido. El estudio evidenció que el porcentaje de daño a

la formación depende del el tipo de crudo y sus características fisicoquímicas cuando la

invasión de fluido es total. Sin embargo, se pudo determinar que el porcentaje de daño es

muy bajo con respecto a otros sistemas comerciales del mismo tipo, además de presentar

otras ventajas competitivas sobre estos sistemas.

2. BREVE DESCRIPCIÓN DEL ADITIVO TOFA

La TOFA (Tall Oil Fatty Acids) es un aditivo surfactante obtenido del proceso de

destilación fraccionada del Crude Tall Oil (CTO), que a su vez es un producto secundario

derivado del proceso de pulpación de la corteza del Pino Caribe5. Este aditivo consiste en

una mezcla de ácidos carboxílicos, principalmente ácidos grasos del tipo oleico y linoleico

(C16-C18). Cuando esta mezcla de ácidos grasos entra en contacto con una fase acuosa

alcalina, se producen sales (jabones) con una alta actividad interfacial, lo cual favorece su

comportamiento como agente tensoactivo y/o surfactante. Entre sus propiedades se



puede destacar su sensibilidad a las variables de formulación, lo cual le permite tener una

alta versatilidad para producir emulsiones de cualquier tipo (O/W, W/O y

microemulsiones), tensiones interfaciales bajas y/o ultrabajas, y una película interfacial

altamente compacta que promueve la formación de sistemas emulsionados muy estables.

Este aditivo posee múltiples aplicaciones en la industria petrolera nacional. Algunas de

ellas son: emulsiones de crudo pesado/extrapesado en agua para el área de producción,

manejo y transporte de este tipo de hidrocarburos, microemulsiones de AGUA en

combustible DIESEL para la producción de este tipo de combustible de muy bajo impacto

ambiental5, y en la formulación de fluidos de perforación. Adicionalmente, la TOFA es

ampliamente utilizada como materia prima para producir otros aditivos químicos como

anticorrosivos, lubricantes, u otros tipos de surfactantes no iónicos y catiónicos. Su

proceso de producción se muestra esquemáticamente en la siguiente figura6:

Madera de PinoJabones (soap) mezclados

con un “licor negro”Jabones crudo

Crude Tall OilTall Oil Rosin

(TOR)Tall Oil Fatty Acids

(TOFA)Destiled Tall Oil

(DTO)

Tratamiento con álcali(NaOH) a altas temperaturas

(Proceso de Pulpación)Proceso de Separación

Proceso de Destilación

Fraccionada

Productos de uso masivo en la manufactura de insumos para la Industria Petrolera

Acidulación (H2SO4)

Figura 1. Esquema de producción del aditivo surfactante TOFA

3. SECCIÓN EXPERIMENTAL

3.1. Equipos

Se empleó un permeámetro con celda tipo Hassler, de acero inoxidable, diseñado para

realizar pruebas de desplazamiento de crudo en forma longitudinal a flujo constante,

donde se aplican condiciones de presión y temperatura específicas, similares a las que se

encuentran en el yacimiento. En este dispositivo se evalúa la caída de presión que se

genera al hacer fluir crudo a través de un tapón de núcleo (previamente saturado con

agua de formación), antes y después de inyectar el fluido de prueba, con el fin de



determinar el porcentaje de daño a la formación ocasionado por una invasión de fluido. La

Figura 2 muestra un esquema del equipo empleado durante el desarrollo de las pruebas.A

GU

A FIL

TRA

DO

DE

L

OD

O

FL

UID

O D

E

PR

UE

BA

CELDA DE NÚCLEO

HORNO

ACUMULADORES

TRANSDUCTOR DE PRESIÓN

VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN

PRESIÓN DE CONFINAMIENTO

INDICADOR DE PRESIÓN

DESCARGA DE EFLUENTE

N2

AG

UA

DE

F

OR

MA

CI

ÓN

CR

UD

O

ACEITE HIDRÁULICO

P

AG

UA FIL

TRA

DO

DE

L

OD

O

FL

UID

O D

E

PR

UE

BA

CELDA DE NÚCLEO

CELDA DE NÚCLEO

HORNO

ACUMULADORES

TRANSDUCTOR DE PRESIÓN

VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN

PRESIÓN DE CONFINAMIENTO

INDICADOR DE PRESIÓN

DESCARGA DE EFLUENTE

N2

AG

UA

DE

F

OR

MA

CI

ÓN

CR

UD

O

ACEITE HIDRÁULICO

P

Figura 2. Esquema del equipo usado durante el estudio

3.2. Matriz de pruebas

Para el estudio del daño a la formación ocasionado por el sistema de emulsión directa

(O/W) estabilizado con la mezcla surfactante TOFA y sus sales se planteó una matriz de

pruebas a través de la cual se evaluó el efecto del tipo de crudo, así como la invasión

parcial y total de fluido sobre tapones de núcleos naturales y arenisca Berea. En este

sentido, se seleccionaron una variedad de crudos, desde condensados hasta crudos

pesados, pertenecientes a diferentes yacimientos y segregaciones del país. De igual

forma, se evaluaron varias formulaciones de fluido, con la finalidad de evaluar el efecto

del tipo de surfactante sobre el porcentaje de daño a la formación. En la Tabla 1 se detalla

la matriz de prueba planteada para el estudio, según el tipo de crudo, tipo de surfactante,

tipo de núcleo y tipo de prueba. Asimismo, en la Tabla 2 se detallan las características de

los núcleos empleados en cada prueba, donde se incluye información sobre su

naturaleza, sus dimensiones geométricas y propiedades petrofísicas. En la Tabla 3 se

resumen las condiciones de operación establecidas para cada prueba.



Tabla 1. Matriz de pruebas planteada para el estudio de daño a la formación

Prueba Tipo de crudo Surfactante Tipo de prueba Tipo de núcleo

#1 Pesado “X” TOFA Semidinámica Berea

#2 Pesado “Y” TOFA Semidinámica Berea

#3 Pesado “X” TOFA Desplazamiento Berea

#4 Pesado “X” COMERCIAL Desplazamiento Berea

#5 Pesado “Y” COMERCIAL Desplazamiento Berea

#6 Mediano TOFA Desplazamiento Natural

#7 Condensado TOFA Desplazamiento Natura

Nota: los crudos denominados como pesado “X” y pesado “Y” están referidos a dos crudos pesados provenientes del Occidente de Venezuela pertenecientes a diferentes segregaciones

Tabla 2. Características geométricas y petrofísicas de los núcleos empleados durante el

estudio

Prueba #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7

Longitud, L (cm) 6,05 5,80 5,74 6,05 5,76 4,22 5,02

Diámetro, D (cm) 3,74 3,75 3,77 3,74 3,85 3,65 3,81

Permeabilidad, (mD) 400 526 258 193 352 ---* ---*

Volumen poroso, Vp (cc) 14,37 13,15 14,66 16,53 13,72 ---* ---*

Porosidad, (%) 21,57 20,53 22,95 24,71 20,44 ---** ---**

Área, A (cm2) 11,00 11,04 11,16 10,99 11,65 10,46 11,40

* Los datos de permeabilidad (), volumen poroso (Vp) y porosidad () no se pudieron estimar, por cuanto se trata de núcleos pertenecientes a arenas no consolidadas

Tabla 3. Condiciones de operación establecidas en las pruebas ejecutadas

Prueba #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7

Pconfin (psi) 2.000 1.500 2.000 2.000 2.000 1.500 1.500

T (°F) 200 200 200 200 200 200 250

Psobreb (psi) 1.500 1.500 ---* ---* ---* ---* ---*

Q (cc/min) 0,3 0,5 0,5 0,5 1,0 0,5 2,0

* En las pruebas de desplazamiento no se aplica presión de sobrebalance



3.3. Descripción de las pruebas

Este tipo de ensayos aplica para la cuantificación del porcentaje de daño a la formación

ocasionado por la inyección de un fluido de prueba, a condiciones de temperatura

menores de 200 °C y presiones de sobrebalance menores a 2.000 psi, con crudos

condensados, livianos, medianos y pesados, y con tapones de núcleos naturales o

arenisca Berea. Para la realización de la prueba se definen dos sentidos de flujo:

inyección y producción, con la finalidad de simular las condiciones dinámicas de inyección

de fluido y producción de crudo que se encuentran normalmente en las operaciones de

perforación, completación y rehabilitación de pozos (Figura 3).

A

P

Inyección

Piny

Producción

Pprod

D

Figura 3. Sentidos de flujo establecidos durante la ejecución de la prueba

En estas pruebas se determina la movilidad relativa al crudo haciendo uso de la ley de

Darcy, la cual permite realizar una medida del cambio en la permeabilidad de la roca

cuando se hace pasar un fluido de prueba a través del medio poroso. La estimación de la

movilidad relativa al crudo se hizo por medio de la siguiente expresión:

Ec. (1)

donde:

: Permeabilidad efectiva, [mD]

: Viscosidad del fluido, [cP]

M: Movilidad relativa, [mD/cP]

Q: Tasa de flujo, [cc/min]

L: Longitud del núcleo, [cm]

A: Área transversal, [cm2]

P: Caída de presión a través del núcleo, [psi]



Finalmente, con las medidas de movilidad inicial y final (antes y después de inyectar el

fluido de prueba), se cuantificó el porcentaje de daño a la formación por medio de la

siguiente expresión:

Ec.

(2)

donde:

Mi: Movilidad inicial, [mD/cP]

Mf: Movilidad final, [mD/cP]

El procedimiento experimental que se siguió para ejecutar cada ensayo es el mismo que

se realiza en los procedimientos de laboratorio comunes para este tipo de pruebas y el

que se reporta en la literatura especializada7-8. A continuación, se describe brevemente el

procedimiento seguido durante la evaluación, tanto para las pruebas de desplazamiento,

como para las pruebas semidinámicas:

3.3.1. Procedimiento para las pruebas de desplazamiento

a) Acondicionar el núcleo (saturación) y preparar el fluido a emplear durante la prueba.

Esto consiste en saturar el núcleo con agua de formación (salmuera) por un tiempo

mínimo de 16 horas, bajo una atmósfera de vacío. La preparación del fluido se realiza en

función de la formulación seleccionada para la prueba.

b) Realizar el montaje del equipo y cargar los fluidos correspondientes en los cilindros

acumuladores (Figura 2). Fijar las condiciones de temperatura y presión establecidas para

la prueba (Tabla 3).

c) Iniciar la inyección y el desplazamiento de fluidos, de acuerdo con lo siguiente:

i) Inyección de dos (02) volúmenes porosos de agua de formación en el sentido

Inyección-Producción (Figura 3).

ii) Inyección de dos (02) volúmenes porosos de agua de formación en el sentido

Producción-Inyección.

iii) Desplazamiento de crudo en el sentido Inyección-Producción hasta alcanzar la

saturación de agua irreducible (Swi).



iv) Desplazamiento de crudo en el sentido Producción-Inyección y medición de la

movilidad inicial (Mi).

v) Inyección de tres (03) volúmenes porosos del fluido de prueba en el sentido

Inyección-Producción.

vi) Dejar en remojo el sistema (núcleo + fluido de prueba) durante un período de 16

horas.

vii) Desplazamiento de crudo en el sentido Producción-Inyección y medición de la

movilidad final (Mf).

3.3.2. Procedimiento para las pruebas semidinámicas

Al igual que con el procedimiento empleado para la ejecución de las pruebas de

desplazamiento, en este tipo de pruebas también se debe realizar el proceso de

acondicionamiento del núcleo con agua de formación por un tiempo mínimo de 16 horas

(atmósfera de vacío). Asimismo, se procede al montaje del equipo, se cargan los fluidos

correspondientes en los cilindros acumuladores y se fijan las condiciones de temperatura

y presión establecidas para la prueba (Figura 2, Tabla 3). Posteriormente, se inicia la

inyección y el desplazamiento de fluidos, de acuerdo con lo siguiente:

i) Inyección de dos (02) volúmenes porosos de agua de formación en el sentido

Inyección-Producción. Posteriormente, también se inyectan dos (02) volúmenes

porosos de agua de formación en el sentido Producción-Inyección.

ii) Desplazamiento de crudo en el sentido Inyección-Producción hasta alcanzar la

saturación de agua irreducible (Swi).

iii) Desplazamiento de crudo en el sentido Producción-Inyección y medición de la

movilidad inicial (Mi).

iv) Inyección del fluido de prueba en el sentido Inyección-Producción, ejerciendo una

presión de sobrebalance durante la inyección.

v) Dejar en remojo el sistema (núcleo + fluido de prueba) durante un período de 16

horas.

vi) Desplazamiento de crudo en el sentido Producción-Inyección y medición de la

movilidad final (Mf).

Nota: El volumen poroso (Vp) es el volumen total de intersticios que posee una sección de núcleo. De esta forma, al conocerse el volumen poroso que corresponde al tapón de núcleo seleccionado (Tabla 2), la frase: “n veces el volumen poroso” se toma como unidad de medida para expresar la



cantidad de fluido que se va a hacer fluir a través del núcleo. Igualmente, el término de saturación de agua irreducible (Swi) está referido a la saturación de agua de la muestra de núcleo al inicio del desplazamiento.La presión de sobrebalance aplicada en la prueba se detalla en la Tabla 3, y la finalidad

de seguir este procedimiento durante el proceso de inyección es ocasionar una invasión

parcial de fluido hacia el medio poroso con rápido retorno a superficie, y en consecuencia,

disminuir el radio de penetración de fluido hacia la formación (Figura 4).

Inyección

Psobrebalance

Invasión parcial del fluido

hacia la matriz porosa

Figura 4. Invasión parcial del fluido de prueba hacia la matriz porosa

3.4. Preparación de las emulsiones

Para la preparación de las emulsiones se utilizó el sistema ACEITE-SURFACTANTE-

AGUA-KCl, donde la fase oleica estaba constituida por aceite gasoil o aceite mineral

desaromatizado (BIODOIL®, VASSA LP-90). Tal como se mencionó anteriormente, con la

finalidad de evaluar el efecto del tipo de surfactante sobre el porcentaje de daño a la

formación, se emplearon dos aditivos surfactantes para estabilizar el sistema de emulsión

O/W. El primero está referido a la mezcla surfactante TOFA y sus sales, activada con una

alcanolamina de bajo peso molecular (monoetanolamina, MEA). El segundo se refiere a

un sistema comercial compuesto por una mezcla de surfactantes aniónico/no iónico

(A/NI), de amplio uso en la industria petrolera nacional como agente surfactante para

estabilizar emulsiones O/W en aplicaciones de fluidos de baja densidad. De acuerdo a la

formulación seleccionada, según el tipo de surfactante a emplear y el protocolo de mezcla

establecido para cada uno de los sistemas, se mezclaron las fases a una velocidad de

agitación entre 8.000 y 10.000 RPM durante 15 min, en presencia de diferentes

concentraciones de sal (KCl). Las emulsiones fueron preparadas a la temperatura de

laboratorio (22 °C).

4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN



Durante el estudio se ejecutaron siete (07) pruebas que incluyeron lo siguiente (Tabla 1):

dos (02) pruebas del tipo semidinámica y cinco (05) pruebas de desplazamiento. En las

pruebas de desplazamiento, se evaluaron dos surfactantes como aditivos estabilizadores

del sistema de emulsión O/W: TOFA y un sistema surfactante comercial del tipo A/NI; así

como crudos de diferentes características fisicoquímicas (condensado, crudo mediano y

crudo pesado). En las pruebas semidinámicas, sólo se empleó la mezcla TOFA y sus

sales como aditivo surfactante, y se evaluaron dos (02) crudos pesados. De acuerdo con

lo que se mencionó en la sección 3.2, las características geométricas y petrofísicas de los

núcleos empleados se resumen en la Tabla 2, y en la Tabla 3 se definen las condiciones

de operación establecidas en cada prueba. Finalmente, la estimación de la movilidad

relativa se hizo a través de la Ecuación (1), y el cálculo del porcentaje de daño a la

formación ocasionado por el fluido de prueba se determinó por medio de la Ecuación (2).

En la Tabla 4 y en las Figuras 5-11 se resumen los principales resultados obtenidos en

cada prueba, particularmente lo relacionado con las caídas de presión inicial y final

promedio (Pinicial y Pfinal, respectivamente) del sistema en función del volumen poroso

inyectado, antes y después de inyectar el fluido de prueba. Asimismo, se muestran los

datos de movilidad inicial y final (M i y Mf, respectivamente) asociadas a las caídas de

presión medidas. En la Tabla 5 se presentan los resultados finales en cuanto al porcentaje

de daño a la formación obtenido para cada prueba, en función del tipo de crudo, el aditivo

surfactante empleado y el tipo de prueba.

Tabla 5. Valores de caída de presión y movilidad relativa obtenidas para cada ensayo

Prueba Pinicial (psi) Pfinal(psi) Mi (mD/cP) Mf (mD/cP)

#1 467,6 485,1 0,09 0,08

#2 1.033,0 1.063,2 0,06 0,06

#3 210,0 287,0 0,30 0,22

#4 507,3 1466,6 0,13 0,05

#5 405,0 578,7 0,30 0,21

#6 56,21 60,79 0,88 0,81

#7 29,52 27,60 7,31 7,81

En la Figura 5 se observan los resultados obtenidos en la prueba #1 (semidinámica) con

el crudo denominado como pesado “X”, donde el fluido de prueba empleado es el sistema



de emulsión O/W estabilizado con la mezcla surfactante TOFA y sus sales. Se observa

que la movilidad inicial (Mi) disminuye después de la inyección del fluido desde un valor de

0,09 mD/cP hasta un valor de 0,08 mD/cP (movilidad final, M f), lo cual se cuantificó como

un daño a la formación de 3,60% (Tabla 5). De igual forma, en la Figura 6 se detallan los

resultados obtenidos en la prueba #2 (semidinámica) con el crudo pesado “Y”, donde se

obtuvo que la movilidad relativa permanece casi constante después de inyectar la

emulsión O/W (TOFA), manteniéndose en un valor de 0,06 mD/cP, y arrojando un daño a

la formación de 2,85% (Tabla 5).

300

400

500

600

0 5 10 15

Inyección de crudo Retorno de crudo

P (p

si)

Volumen poroso inyectado

Inyección de emulsión

O/W (TOFA)

Psobrebalance = 1.500 psi

Pinicial = 467,6 psi Pfinal = 485,1 psi

0,00

0,05

0,10

0,15

0 5 10 15

Movilidad inicial Movilidad final

M (m

D/c

P)



O/W (TOFA)


Minicial = 0,09 mD/cP Mfinal = 0,08 mD/cP

a) b)

Figura 5. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del

volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #1

500

1.000

1.500

0 5 10 15


0,00

0,05

0,10

0 5 10 15


P (p

si)



O/W (TOFA)


Pinicial = 1.033,0 psi Pfinal = 1063,2 psi

M (m

D/c

P)



O/W (TOFA)



a) b)





En la Figura 7 se presentan los resultados correspondientes a la prueba #3

(desplazamiento) con el crudo pesado “X”, donde se obtuvo que la movilidad inicial

disminuye después de la inyección del fluido de prueba (emulsión O/W TOFA), pasando

de 0,30 mD/cP hasta un valor de 0,22 mD/cP, con un daño a la formación asociado de

26,84% (Tabla 5). Asimismo, en la Figura 8 se muestran los resultados correspondientes

a la prueba #4 (desplazamiento), donde se empleó el sistema de emulsión O/W

estabilizado con el surfactante COMERCIAL y el mismo tipo de crudo (pesado “X”) que en

la Prueba #3. En este caso, los resultados evidencian que la movilidad inicial disminuye

bruscamente después de la inyección del fluido de prueba, pasando desde 0,13 mD/cP

hasta un valor de 0,05 mD/cP, lo cual arrojó un porcentaje de daño a la formación

muchísimo mayor que en el caso de la Prueba #3, equivalente a 65,44% (Tabla 5).

0

100

200

300

400

500

0 5 10 15


0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0 5 10 15


P (p

si)



O/W (TOFA)


M (m

D/c

P)



O/W (TOFA)


a) b)



En la Figura 9 se presentan los resultados obtenidos en la prueba #5 (desplazamiento)

con el crudo pesado “Y” y el sistema COMERCIAL como aditivo surfactante. Se observa

que la movilidad relativa también cae notablemente, pasando de 0,30 mD/cP a 0,21

mD/cP, con un daño a la formación asociado equivalente a 30,03% (Tabla 5). Luego, en la

Figura 10 se observan los resultados obtenidos en la prueba #6 (desplazamiento),

realizada con un núcleo no consolidado y un crudo mediano, donde se obtuvo que la



movilidad relativa disminuye después de la inyección del fluido de prueba (emulsión O/W

TOFA), desde un valor de 0,88 mD/cP hasta un valor de 0,81 mD/cP, originando un daño

a la formación de 7,54% (Tabla 5).

400

800

1.200

1.600

2.000

0 5 10 15


0,00

0,05

0,10

0,15

0 5 10 15


P (p

si)



O/W (COMERCIAL)

Pinicial = 507,3 psi Pfinal = 1.466,6 psi

M (m

D/c

P)



O/W (COMERCIAL)


a) b)



0

500

1.000

0 5 10 15


0,00

0,25

0,50

0 5 10 15


P (p

si)



O/W (COMERCIAL)


M (m

D/c

P)



O/W (COMERCIAL)


a) b)



Por último, en la Figura 11 se observan los resultados obtenidos en la prueba #7

(desplazamiento), realizada con un tapón de núcleo natural, crudo condensado y el



sistema de emulsión O/W estabilizado con la mezcla surfactante TOFA y sus sales como

fluido de prueba. Es importante destacar que en esta prueba se registraron caídas de

presión bajas (Pinicial = 29,52 psi; Pfinal = 27,60 psi, Tabla 5) con respecto a las demás

pruebas, debido a la baja viscosidad del crudo condensado empleado. Se obtuvo que la

movilidad relativa permanece casi constante antes y después de inyectar el fluido de

prueba, lo cual se tradujo en un porcentaje de daño menor a 3,0% (Tabla 5).

30

50

70

0 5 10 15


0,6

0,8

1,0

0 5 10 15


P (p

si)



O/W (TOFA)


M (m

D/c

P)



O/W (TOFA)


a) b)



25

30

35

0 5 10 15

Inyección de condensado Retorno de condensado

6,5

7,5

8,5

0 5 10 15


P (p

si)



O/W (TOFA)


M (m

D/c

P)



O/W (TOFA)


a) b)





Tabla 5. Porcentaje de daño a la formación obtenido para cada ensayo, en función del tipo

de crudo, el aditivo surfactante empleado y el tipo de prueba

Prueba Tipo de crudo Surfactante Tipo de prueba Daño a la formación

#1 Pesado “X” TOFA Semidinámica 3,60%

#2 Pesado “Y” TOFA Semidinámica 2,85%

#3 Pesado “X” TOFA Desplazamiento 26,84%

#4 Pesado “X” COMERCIAL Desplazamiento 65,44%

#5 Pesado “Y” COMERCIAL Desplazamiento 30,03%

#6 Mediano TOFA Desplazamiento 7,54%

#7 Condensado TOFA Desplazamiento < 3,0%

Sobre la base de los resultados anteriores, existen varios aspectos que deben resaltarse:

a) Para el mismo tipo de prueba (desplazamiento), en el caso del sistema de emulsión

O/W estabilizado con la mezcla surfactante TOFA y sus sales, se observa que el daño a

la formación disminuye según el tipo de crudo empleado, de acuerdo a lo que se muestra

en la Figura 12. Se tiene que para el crudo pesado “X”, el daño asociado es de 26,84%;

mientras que para el caso de los crudos mediano y condensado, el porcentaje de daño a

la formación obtenido es de 7,54% y 2,25%, respectivamente.

0%

10%

20%

30%

1

P esado "X"

Mediano

Condensado

Po

rcen

taje

de

dañ

o a

la

form

ació

n

Tipo de crudo

26,84%

7,54%

2,25%



Figura 12. Porcentaje de daño a la formación en función del tipo de crudo para el sistema

de emulsión O/W estabilizado con la mezcla surfactante TOFA y sus sales

Lo anterior indica que las características fisicoquímicas del crudo inciden directamente

sobre el porcentaje de daño, donde la gravedad API es un factor determinante, debido a

que al hacerse más viscoso el crudo, las caídas de presión son mayores, y en

consecuencia, se origina mayor resistencia al flujo, disminuyendo la movilidad.

Igualmente, es importante mencionar que en el caso del crudo pesado “X”, existe un

factor que también debe considerarse: el número ácido, cuyo valor es de 5,30 mg KOH/g,

donde la causa del daño a la formación ocasionado por el fluido se puede deber

principalmente a la presencia del álcali usado en su formulación (MEA), el cual puede

interactuar con los ácidos carboxílicos y/o nafténicos presentes en el crudo para producir

las sales o jabones del ácido que provocan la formación y estabilización de emulsiones de

crudo pesado en agua (O/W). Estas emulsiones pueden bloquear la red de poros del

medio y originar una disminución de la movilidad, tal como se observa en la Tabla 7 y en

la Figura 5.

b) Para el mismo tipo de crudo (pesado “X”, número ácido equivalente a 5,30 mg KOH/g)

y tipo de prueba (desplazamiento), se tiene que el tipo de surfactante empleado para

estabilizar el sistema de emulsión O/W incide sobre el porcentaje de daño a la formación

originado (Figura 13). En este caso, para la mezcla surfactante TOFA y sus sales (Prueba

#4, Tabla 7, Figura 5), el daño a la formación asociado es de 26,84%; mientras que para

el surfactante COMERCIAL, el daño obtenido se incrementa a 65,44% (Prueba #5, Tabla

7, Figura 6).

0%

20%

40%

60%

80%

1

TOFA

COMERCIAL

Tipo de surfactante

Po

rcen

taje

de d

año

a l

a f

orm

ació

n

65,44%

26,84%



Figura 13. Porcentaje de daño a la formación en función del tipo de surfactante empleado

para estabilizar el sistema de emulsión O/W

Igualmente, la causa del daño a la formación ocasionado por ambos fluidos se puede

deber principalmente a la presencia de álcali en su formulación y la formación de

emulsiones estables de crudo pesado en agua debido a la alta concentración de ácidos

carboxílicos y/o nafténicos presentes en el crudo pesado “X”. Sin embargo, los resultados

indican que el daño a la formación es menos severo con la mezcla surfactante TOFA y

sus sales cuando se compara con el daño causado por el surfactante COMERCIAL

(mezcla de surfactantes A/NI), lo cual se pudiera atribuir a la composición química de

cada aditivo y a la existencia de mayor cantidad de surfactante libre en el fluido

COMERCIAL que en el caso del fluido emulsionado con TOFA, lo cual pudiera promover

en mayor medida la emulsificación del crudo pesado “X”, y con ello, una disminución de la

movilidad del fluido a través del medio poroso.

5. CONCLUSIONES

Las características fisicoquímicas del crudo inciden directamente sobre el

porcentaje de daño a la formación, donde la gravedad API y el número ácido son

factores determinantes que deben considerarse. Cuando el crudo se hace más

viscoso (menor gravedad API), las caídas de presión registradas son mayores, y en

consecuencia, se origina mayor resistencia al flujo, disminuyendo la movilidad.

Asimismo, cuando el número ácido del crudo empleado es alto se promueve la

interacción del agente alcalino empleado en la formulación del fluido con los ácidos

carboxílicos y/o nafténicos presentes en el crudo para producir las sales o jabones del

ácido que provocan la formación y estabilización de emulsiones de crudo en agua

(O/W). Estas emulsiones pueden bloquear la red de poros del medio y originar una

disminución de la movilidad.

El tipo de surfactante empleado para estabilizar el sistema de emulsión O/W incide

sobre el porcentaje de daño a la formación causado. De acuerdo con las condiciones

estudiadas en este trabajo, se tiene que el daño a la formación causado por la mezcla

surfactante TOFA y sus sales es menor cuando se compara con el daño originado por

el surfactante comercial de referencia empleado (mezcla de surfactantes A/NI), lo cual

se pudiera atribuir a la composición química de cada aditivo y a la existencia de mayor



cantidad de surfactante libre en el fluido, promoviendo así la emulsificación del crudo,

y con ello, una disminución de la movilidad del fluido a través del medio poroso.

REFERENCIAS

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Application of Aerated O/W Emulsion in the Field Using Conventional Static Mixing

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3. Arco, M. J.; Blanco, j. G.; Márquez, R. L.; Garavito, S. M.; Tovar, J. G.; Farías, A. F. y

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4. Ford, M.; Colina, R.; Romero, J.; Poleo, E.; Chavarría, C.; Navas, F.; Blanco, J. y

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for Treating Formation Damage Induced by Inverted Oil Muds”. European Formation

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Trabajo Escrito Tofa Dano (Seflucempo, Ponm58)

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