inyección de surfactantes - métodos de recobro

INYECCION DE SURFACTANTES

PAOLA ANDREA LEN NARANJO

VANESSA ALEJANDRA LLANOS LEON

YESSIKA ANDREA VARGAS MENDOZA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERAS FSICOQUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS

BUCARAMANGA

2015

INYECCIN DE SURFACTANTES METODOS DE RECOBRO UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

INTRODUCCION

Posterior a la produccin primaria e incluso procesos de recuperacin secundaria como la

inyeccin de agua, las saturaciones de aceite remanente en el yacimiento siguen siendo

altas. La restriccin al flujo de estas saturaciones se debe principalmente a problemas de

inyectividad, canalizacin, digitacin viscosa y dificultades de desplazamiento por

presencia de fuerzas capilares. De esta forma se ha hecho necesario investigar sobre

alternativas que permitan reducir las saturaciones remanentes, y as aumentar el factor

de recobro. La inyeccin de productos qumicos como los surfactantes es considerada una

de las alternativas ms viables. Mejoramiento de la movilidad a partir de la incidencia

sobre la interaccin roca fluido, es a grandes rasgos el papel que desempean estas

sustancias. De esta forma el papel de los surfactantes en la industria petrolera no solo se

enfoca en procesos de recuperacin mejorada, si no a su vez da a da se expande a

campos como perforacin y completamiento de pozos (lodos de perforacin y cementos),

produccin (tratamiento de emulsiones) y procesos como refinacin (tratamiento de

gasolinas y aceites combustibles).

DEFINICION

Los surfactantes son compuestos orgnicos que poseen un segmento polar (o

hidrosoluble) y otro apolar (liposoluble), que permiten que este se ubique sobre la

interfase agua- aceite con el objetivo de reducir la tensin interfacial entre las fases

involucradas (figura No.1). Como funciones complementarias, los surfactantes

humedecen, emulsifican, dispersan, solubilizan y favorecen o impiden la formacin de

espuma.

EFECTOS Y MECANISMOS DE RECUPERACION

Los surfactantes como agentes tenso-activos poseen dos propiedades fundamentales:

Adsorcin: Fenmeno espontneo impulsado por la disminucin de energa libre del

surfactante al ubicarse en la interfase y satisfacer su doble afinidad polar - no polar.


Asociacin: Tendencia a formar estructuras organizadas.

Figura 1 Estructura y ubicacin de una molcula surfactante.

Fuente: tomado y modificado de http://www.quimicaviva.qb.fcen.uba.ar/v9n3/riojas.html

La manera de relacionar la tensin superficial y la recuperacin de aceite es a travs del

nmero capilar. El Nmero Capilar (Nc) es la relacin que existe entre las fuerzas viscosas

y las interraciales y la restriccin de flujo a travs de un capilar. Matemticamente se

puede modelar por la ecuacin No.1.

Ecuacin 1

Donde:

: Viscosidad del fluido en cp

: Velocidad del fluido en md

: Tensin interfacial en N/cm

=

=


El nmero capilar Nc es directamente proporcional al producto de la viscosidad y la

velocidad, e inversamente proporcional a la tensin interfacial . Para poder recuperar

cantidades significativas de crudo, el nmero capilar debe crecer 3 o 4 rdenes de

magnitud. Los valores de viscosidad y velocidad no pueden incrementarse por encima de

un factor entre 2 y 10 sin causar dao a la formacin; sin embargo la tensin interfacial

entre el agua de formacin y el crudo atrapado en la formacin puede reducirse

fcilmente en trminos de 1000 a 10.000 veces por el agregado de tensoactivos

especiales. Un nmero capilar tpico es 10-7. Se necesita una reduccin de 100 a 1000

veces de la tensin interfacial para mejorar la recuperacin de petrleo. (Figura No.2)

DESCRIPCION DEL PROCESO

Previo al surfactante, se hace circular a travs del pozo inyector un preflujo de agua de

baja salinidad con el fin de ajustar el pH y desplazar todas las sales de la formacin,

evitando que se estas se pongan en contacto con la solucin de surfactante.

Posteriormente, se inyecta un tapn de surfactante que tiende a disminuir la tensin

interfacial agua-crudo. Esto se logra a partir de la formacin de una microemulsin donde

se busca establecer miscibilidad entre ambos fluidos dentro del medio acuoso, generando

un banco de petrleo entrampado en los intersticios de la roca. Seguidamente, se inyecta

una pldora de polmeros (amortiguador), la cual incrementa la viscosidad del agua e

impide que su movilidad sea mayor a la del crudo.

Esto ocasiona un aumento de la resistencia al flujo en zonas de alta permeabilidad, as

como mayor empuje al banco de petrleo, lo que se traduce en un incremento en la

eficiencia de barrido dentro del yacimiento. Un bache de salmuera se desplaza con el fin

de producir un cambio en la concentracin de polmero y finalmente se inyecta agua con

el nimo de reducir el costo de la inyeccin de qumicos.


Figura 2 Relacin entre el nmero capilar y el porcentaje de recuperacin de aceite.

Figura 3 Esquema del proceso de inyeccin de surfactantes como tcnica EOR

Fuente: JIMNEZ MOLANO, Ana Mara .Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas. Universidad Industrial de Santander.

2009.

Fuente: Tomado y modificado de NORMAN, Chuck. El uso de surfactantes en proyectos de recuperacin terciaria. Tiorco. 2007


SURFACTANTES EMPLEADOS PARA INYECCIN

Los surfactantes se pueden clasificar de acuerdo a la naturaleza inica de sus cabezas o

grupos polares, en no inica (anicnicos, catinicos) y anfotricos. Los surfactantes no

inicos no tienen grupo con carga en sus cabezas. En cambio, la cabeza de un surfactante

inico lleva una carga neta. Si la carga es negativa, el surfactante anicnico; si la carga es

positiva entonces ser catinico. En el caso de ser anfotrico el surfactante posee una

cabeza con dos grupos de cargas opuestas. La industria ha reportado nicamente el uso

de surfactantes de tipo aninico, y no inico.

Surfactantes aninicos: Este tipo de surfactantes se caracteriza porque las molculas

que lo conforman estn cargadas negativamente. Son los de mayor aplicacin en

procesos de inyeccin, debido a que son relativamente resistentes a la retencin, ya

sea por absorcin precipitacin o filtracin y adems pueden resultar bastante

econmicos. Entre estos se encuentran los sulfonatos de petrleo y algunos

sulfonatos sintticos.

Surfactantes no inicos: Este tipo de surfactantes se caracterizan porque no forman

enlaces inicos, son utilizados principalmente como co-surfactantes, debido a que sus

propiedades tenso activas en reduccin de la tensin interfacial no son tan buenas

como las aninicas, sin embargo, dada su tolerancia a las altas salinidades, se usan

junto con otros surfactantes para fortalecerlo y brindarles resistencia a los diferentes

esfuerzos a los que son sometidos en el medio poroso.

PROBLEMAS

Los surfactantes se caracterizan por ser fluidos de alta complejidad qumica, que al entrar

en contacto con el petrleo y las rocas del yacimiento que han estado en equilibrio fsico-


qumico durante muchos aos con la salmuera connata, provoca varios fenmenos de

transferencia de masa: adsorcin, intercambio inico, etc., adems, de fenmenos de no

equilibrio.

Los principales problemas que se pueden presentar durante el desarrollo de este tipo de

proceso son:

a. Adsorcin del surfactante

La adsorcin del surfactante es un proceso en el que ciertas molculas de dicho qumico

son adheridas a la superficie de la roca, provocando la prdida de las propiedades

originales del mismo.Durante el proceso de adsorcin, la mezcla de surfactante puede

fraccionarse dado a que los sulfanatos de petrleo empleados contienen una amplia

distribucin de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse entre el agua y el

petrleo, con las especies de mayor peso molecular pasando el aceite. Como

consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase de agua posee un peso

molecular cada vez ms bajo lo que provoca un cambio en la composicin del surfactante;

este proceso es considerado semejante a una separacin de cromatografa.Este fenmeno

normalmente aumenta con la concentracin del mismo en la solucin y disminuye con el

incremento de la temperatura, adems es funcin del tipo de surfactante, peso

equivalente, minerales de la roca, contenido de arcilla y tasa de flujo de la solucin. Se

puede reducir inyectando baches de carbonato de sodio y usando aditivos alcalinos que

reduzcan la exposicin del qumico a la adsorcin.

b. Precipitacin del surfactante

Consiste en la disociacin por asentamiento gravitacional del qumico inyectado debido a

la presencia de iones divalentes. Un aumento de la concentracin por encima del valor

mximo provoca este fenmeno, y en algunos casos su redisolucin.


La alternativa ms empleada para contrarrestar este problema es usando un preflujo de

agua que reduce el contenido de sales en el yacimiento

c. Emulsiones

Son mezclas de dos lquidos inmiscibles de procesos de no equilibrio durante el

desarrollo de diferentes tcnicas de recobro mejorado. Para este caso en particular, la

presencia de este fenmeno ocurre entre dicho qumico inyectado y el aceite, en

presencia de tensiones interfaciales ultrabajas. Muchas de estas emulsiones formadas

son a menudo estables, viscosas y pueden taponar el yacimiento, despertando la idea

del uso de soluciones alcalinas que contrarreste este efecto. Sin embargo se puede

decir que la presencia controlada de una emulsin viscosa puede ser beneficiosa

porque puede taponar las zonas de alta permeabilidad y de este forma obligar el fluido

inyectado a penetrar en otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones

cuando se quiere, es decir al principio de la inyeccin o en el frente del tapn y por

otra parte saber evitarlos despus.

VENTAJAS

Altos factores de recobro, segn Donaldson, los recobros de este proceso se esperan

entre el orden de 30-40% del petrleo original en sitio (POES)

Mejoran el barrido vertical.

Son muy viscosos cuando son altamente diluidos.

Mejoran la razn de movilidad agua-petrleo.

Son los ms aplicables en pruebas de campo.

DESVENTAJAS

Son sensibles a la salinidad.


Taponamiento el cual se origina en la formacin.

Susceptible al ataque bacterial.

Los costos estimados para la inyeccin de surfactantes son elevados, ya que depende

del precio de los procesos de fraccionamiento y sulfatizacin del tensoactivo.

Efecto de altas temperaturas

SCREENING DE LA INYECCIN DE SURFACTANTES

Los rangos de aplicabilidad de proyectos de inyeccin de surfactantes han surgido de un

estudio de la informacin de los proyectos implementados en todo el mundo; de all se

han especificado las caractersticas ptimas del crudo y del yacimiento donde los

proyectos podran ser exitosos. Los principales parmetros de screening y los rangos de

aplicabilidad para la inyeccin de surfactantes se muestran en la tabla No.1.

Tabla 1 Screening para el proceso de inyeccin de surfactantes.

Parmetro Valor Unidad

Gravedad crudo > 25 API

Temperatura del Yacimiento < 175 F

Viscosidad del aceite en el

Yacimiento < 30 cp

Presin de yacimiento NC psia

Permeabilidad promedia del

yacimiento > 20 md

Espesor productor > 10 ft

Profundidad formacin < 8000 ft

Saturacin actual de aceite 30 %


Fuente: Tomado y modificado PARIS DE FERRER, M. Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos. Maracaibo, Venezuela 1984; Pgina 318.

Como complemento a estos criterios, se aconseja la aplicacin de este tipo de proyectos

en crudos que oscilen entre livianos e intermedios, ya que bajo de este tipo de crudos en

donde se comportan mejor los qumicos. La litologa preferiblemente debe ser arenisca,

con bajo contenido de arcilla, sin yeso ni anhidrita, ya que estas generan la absorcin de

qumicos. La salinidad del agua de formacin debe presentar valores menores de 5000

ppm de calcio y magnesio, lo cual garantiza la permanencia del surfactante en el

yacimiento.

FACTORES QUE AFECTAN LA INYECCIN DE SURFACTANTES

Los proyectos de inyeccin de surfactantes han mostrado resultados muy variables en

recuperacin adicional de petrleo, debido a la vulnerabilidad que presenta el surfactante

a la presencia de uno o ms factores inherentes al medio donde son expulsados o a la

estructura de sus molculas; esto provoca la prdida de sus propiedades originales,

debilitan la estabilidad del tapn en el yacimiento y se elimina las ventajas de su

aplicacin. A continuacin se describirn algunos de estos factores.

Presencia de bacterias:

Las bacterias son microorganismos presentes en aguas empleadas para inyeccin y en

aquellas generadas en yacimientos de petrleo, el control de estos microorganismos se

hace necesario, dado a que su presencia puede ocasionar taponamiento en las

formaciones productoras y en las lneas de conduccin, corrosin en los equipos y

tanques y en el caso particular de procesos de inyeccin de surfactantes provocan la

rpida degradacin de dicho qumico. En la mayora de los sistemas industriales deben

empelarse productos qumicos como biocidas, porque el control del crecimiento

microbiano por medio de cambios en las condiciones fsicas y qumicas no se puede

hacer de una manera prctica.


Salinidad o contenido de iones divalentes:

La presencia de iones divalentes de Ca+ y Mg+ en el agua de formacin afecta

negativamente la solubilidad del surfactantes en el agua ,debido a que provoca su rpida

precipitacin , lo cual puede obstaculizar el desempeo del proceso , cambiando

drsticamente el flujo del surfactante a travs del yacimiento .Con el fin de reducir este

problema, se hace necesaria la inyeccin de un preflujo de agua que reduzca la cantidad

de sales de la formacin y se evite el contacto con la solucin surfactantes. Adems, se

utiliza varios adictivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales. Los

adictivos ms populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.En el

transcurso de los aos se ha logrado avances en el uso de sulfonatos de petrleo como

surfactantes, debido a que son ms efectivos que los surfactantes convencionales, menos

susceptibles a la adsorcin a la superficie de la roca y ala interacciones con los minerales,

principal limitacin en proceso de inyeccin de qumicos.

Estructura del surfactante:

En el desarrollo de un proyecto de inyeccin de surfactantes, la estructura de dicho

qumico juega un papel muy importante en la eficiencia del desplazamiento de petrleo,

esto se ha expulsado en diferentes estudios que ha demostrado la existencia de una

correccin entre la eficiencia de desplazamiento y un peso equivalente, siendo el peso

equivalente la razn del peso molecular con el nmero de grupos de sulfonatos presentes

en la molcula.

Los sulfonatos con alto peso equivalente causan una gran reduccin en la tensin

interfacial, pero desafortunadamente no son solubles en agua y son rpidamente

adsorbidos. Las caractersticas y la estructura de los sulfonatos de petrleo adecuado

para aplicaciones de recuperacin de petrleo depender de la composicin qumica de

la materia prima, el grado de sulfonacin, y el numero promedio de grupos sulfonato

adscritos a cada molcula. El peso molecular ptimo de las mezclas de sulfonatos oscila

entre 400 y 450, con un peso equivalente entre 375 y 475, lb/mol, sin embargo a valores


de peso equivalente por encima de 450 son solubles en aceite y por debajo de 350

tienden a ser solubles en agua.

Temperatura:

La estabilidad trmica es una consideracin muy importante en los diseos de proyectos

de inyeccin de surfactantes, sin embargo, la estructura de estos permite que sean

altamente vulnerables a la degradacin a temperaturas de yacimiento elevadas,

reportndose en la literatura desarrollo se estos pro ectos a temperaturas por de a o

de 75 .

Etapa de inyeccin de agua:

Los resultados favorables en recuperacin de petrleo durante el desarrollo de proyectos

de inyeccin de surfactantes se deben principalmente a la presencia de una cantidad

permisible de petrleo mvil para recuperar que ha quedado despus de una etapa

temprana de inyeccin de agua, ya que de esta forma se justifica la inversin realizada.

APLICACIONES EN CAMPO

Campo North Burbank, Track 97 (Estados unidos):

Ubicado en el estado de Oklahoma, condado Osage de EEUU, operado por Phillips

Petroleum Company. Sus arenas productoras se caracterizan por ser homogneas de

grano fino y estn formadas en un ambiente deposicional fluvial.

Historia del yacimiento

El campo fue descubierto el 14 de mayo de 1920, en 1950 empez a producir por

inyeccin de agua, adems ha sido objetivo de varios estudios de laboratorio de

recuperacin terciaria. Un pequeo piloto de inyeccin de vapor se realiz en 1965 con

resultados decepcionantes. En 1975 se dio inicio al piloto de inyeccin de surfactantes.


Caractersticas del piloto

Las caractersticas del piloto son las mostradas en la siguiente tabla:

Tabla 2 Caractersticas del piloto North Burbank, Track 97 (Estados unidos)

Parmetro Valor Unidad

Porosidad 6,5 %

Permea ilidad 24 md

Profundidad 3000 ft

Espesor neto 43 ft

Temperatura acimiento 20

Saturacin inicial de crudo 35 %

Gravedad crudo 39 API

Viscosidad crudo 3 cp

Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas. Tesis. UIS.

Bucaramanga. 2009

Procedimiento

El piloto North Burbank Track 97 de surfactantes inici el 1 de diciembre de 1975, con el

siguiente procedimiento:

1. 0,244 VP de preflujo de agua : Aproximadamente 4 meses ( 1 de Diciembre 1975 19

de Abril 1976)


2. 0,168 VP de preflujo salino : Alrededor de 4 meses (19 de Abril 1976 - 2 de Agosto

1976)

3. 0,051 VP de tapn de surfactante (sulfonato de petrleo y 15000 ppm de NaCl): 1 mes

(2 de Agosto 1976 - 15 de septiembre de 1976 )

4. 0,465 VP de poliacrilamida anionica (2000 ppm): Aproximadamente 9 meses (15 de

septiembre de 1976 - 16 de junio de 1978)

Para la realizacin de este proyecto piloto se emplearon 9 pozos inyectores y 16 pozos

productores en un rea de 90 acres.

Resultados

Se mostr un incremento gradual en la produccin de crudo debido al qumico inyectado,

sin embargo se encontraron resultados desfavorables en particular en las zonas donde la

heterogeneidad era extrema. Por lo tanto a pesar de manifestarse muy buenos resultados,

la inyeccin de polmeros fue seleccionada para un tamao comercial de expansin, ya

que su implementacin resultaba menos costosa y lograba una mejora en el barrido de

petrleo en zonas heterogneas. El proyecto se encuentra terminado, su evaluacin de

desempeo por la inyeccin del surfactante es exitosa, pero no fue rentable su

implementacin a gran escala.

Figura 3 Rendimiento Piloto North Burbank, Track 97 (Estados unidos)

Produccin del piloto BWPD

Inyeccin en el piloto BFPD

Piloto BOPD

Prediccin nicamente con inyeccin de agua

105

104

103

102

10

102

103

104

1976 1977 1978 1979

BO

PD

BFP

D O

BW

PD

Pre

flu

jo

agu

a fr

esc

a P

refl

ujo

ag

ua

sala

da

Surf

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nte

Po

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a Fr

esca


Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas. Tesis. UIS.

Bucaramanga. 2009

Problema

Un problema reportado durante la inyeccin del tapn de surfactante hace referencia al

problema de control de temperatura del sulfonato, ya que esas variaciones afectaron su

viscosidad y la cantidad requerida. Este problema fue tratado instalando dispositivos de

control para mantener la temperatura del qumico en un nivel apropiado.

Campo Borregos (Estados Unidos)

Descripcin del campo

El campo Borregos est ubicado en el estado de Texas, condado Kleberg de Estados

unidos y est operando por Exxon. La zona productora se caracteriza por poseer

areniscas de grano medio a heterogneo con contenido de mortmorillonita, formadas en

un ambiente deposicional deltaico, ubicadas en un anticlinal alto. El campo fue

descubierto en 1949 y este mismo ao fue puesto en produccin primaria, dos aos

despus se plante la realizacin de un piloto de inyeccin de surfactantes para 1965.

Descripcin del proceso de inyeccin de surfactante

El piloto de inyeccin de surfactante fue puesto en marcha entre 1965 y 1966, empleando

0.3 VP de solucin surfactante, de viscosidad de 0.4 co, formada por una mezcla de

sulfonato aninico y alcohol. En Octubre de 1968 se inyect agua para probar el


surfactante y en Diciembre de este mismo ao se expandi la inyeccin de agua. Para la

realizacin de ste proyecto piloto se emplearon 4 pozos inyectores y 1 pozo productor,

en un rea de 1.25 acres.

Tabla 3 Caractersticas del piloto Campo Borregos (Estados Unidos)

Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante

analogas. Tesis. UIS. Bucaramanga. 2009

Figura 4 Rendimiento del piloto del Campo Borregos (Estados Unidos)

Propiedad Valor Unidad

Permeabilidad 162 md

porosidad 21 %

profundidad 7000 ft

Espesor 3,8 ft

Temperatura 165 F

Gravedad 42 API

Viscosidad 0,36 cp


Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de

yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante

analogas. Tesis. UIS. Bucaramanga. 2009

En la grfica se puede observar un incremento considerable en la produccin de aceite a

finales de 1966 debido a la inyeccin del surfactante, la cual tuvo su pico mximo a inicios

de 1968, donde empez a disminuir drsticamente.

Problemas reportados

- Produccin temprana del qumico en el pozo productor.

- Adsorcin del surfactante.

CONCLUSIONES

En el rea de recobro mejorado, la inyeccin de surfactantes tiene como nico fin la

disminucin de la tensin interfacial entre el agua y el aceite, reflejada como un

aumento en el nmero capilar de esta fase. La alteracin de la interaccin roca-fluido

mejora la movilidad del crudo, aumenta la recuperacin de aceite, y por tanto

disminuye la saturacin de aceite remanente en el yacimiento.


El xito o fracaso de esta tcnica de recobro mejorado depender de la ptima

inyeccin del tensoactivo, as como tambin del incremento en la eficiencia de barrido

del petrleo residual.

El uso de ste mtodo de recobro as como la seleccin del surfactante adecuado

depende en gran medida de las condiciones del yacimiento y los fluidos presentes en

l.

BIBLIOGRAFIA

ANTON, Raquel. Tensin interfacial. Modulo de enseanza de fenmenos interfaciales.

Escuela de ingeniera Qumica. Universidad de los Andes. Venezuela. 2015.

MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a

inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas.

Tesis. UIS. Bucaramanga. 2009.

NORMAN, Chuck. El uso de surfactantes en proyectos de recuperacin terciaria.

Tiorco. 2007.

PARIS DE FERRER, Magdalena. Fundamentos de ingeniera de yacimientos. Ediciones

Astro data. Maracaibo, Venezuela.2009

PARIS DE FERRER, Magdalena. Inyeccin de agua y gas en pozos petrolferos. Ediciones

Astro data. Maracaibo, Venezuela.2001.

RIOS, Edwin Felipe. Evaluacin de la factibilidad de inyeccin de surfactantes como

alternativa de recobro mejorado en el campo Cao Limn. Tesis. UIS. Bucaramanga.

2003.

inyección de surfactantes - métodos de recobro

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