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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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]
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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).
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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
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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
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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
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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)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Psobrebalance = 1.500 psi
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
Inyección de crudo Retorno de crudo
0,00
0,05
0,10
0 5 10 15
Movilidad inicial Movilidad final
P (p
si)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Psobrebalance = 1.500 psi
Pinicial = 1.033,0 psi Pfinal = 1063,2 psi
M (m
D/c
P)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Psobrebalance = 1.500 psi
Minicial = 0,06 mD/cP Mfinal = 0,06 mD/cP
a) b)
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Figura 6. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del
volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #2
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
Inyección de crudo Retorno de crudo
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0 5 10 15
Movilidad inicial Movilidad final
P (p
si)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Pinicial = 210,0 psi Pfinal = 287,0 psi
M (m
D/c
P)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Minicial = 0,30 mD/cP Mfinal = 0,22 mD/cP
a) b)
Figura 7. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del
volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #3
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
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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
Inyección de crudo Retorno de crudo
0,00
0,05
0,10
0,15
0 5 10 15
Movilidad inicial Movilidad final
P (p
si)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (COMERCIAL)
Pinicial = 507,3 psi Pfinal = 1.466,6 psi
M (m
D/c
P)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (COMERCIAL)
Minicial = 0,13 mD/cP Mfinal = 0,05 mD/cP
a) b)
Figura 8. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del
volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #4
0
500
1.000
0 5 10 15
Inyección de crudo Retorno de crudo
0,00
0,25
0,50
0 5 10 15
Movilidad inicial Movilidad final
P (p
si)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (COMERCIAL)
Pinicial = 405,0 psi Pfinal = 578,7 psi
M (m
D/c
P)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (COMERCIAL)
Minicial = 0,30 mD/cP Mfinal = 0,21 mD/cP
a) b)
Figura 9. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del
volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #5
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
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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
Inyección de crudo Retorno de crudo
0,6
0,8
1,0
0 5 10 15
Movilidad inicial Movilidad final
P (p
si)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Pinicial = 56,21 psi Pfinal = 60,79 psi
M (m
D/c
P)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Minicial = 0,88 mD/cP Mfinal = 0,81 mD/cP
a) b)
Figura 10. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del
volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #6
25
30
35
0 5 10 15
Inyección de condensado Retorno de condensado
6,5
7,5
8,5
0 5 10 15
Movilidad inicial Movilidad final
P (p
si)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Pinicial = 29,52 psi Pfinal = 27,60 psi
M (m
D/c
P)
Volumen poroso inyectado
Inyección de emulsión
O/W (TOFA)
Minicial = 7,31 mD/cP Mfinal = 7,81 mD/cP
a) b)
Figura 11. a) Valores de caída de presión (P), y b) movilidad relativa (M) en función del
volumen poroso inyectado obtenidas para la Prueba #7
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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%
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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%
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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
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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.
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for Treating Formation Damage Induced by Inverted Oil Muds”. European Formation
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