INYECCIÓN DE SURFACTANTES en yacimientos con presentacion

INYECCIÓN DE SURFACTANTES en yacimientos

RESUMEN

La declinación temprana de yacimientos ha ocasionado el auge de nuevas tecnologías que buscan mejorar el rendimientodel reservorio. Es por ello, que dentro de la recuperación mejorada del petróleo se enmarcan los mecanismos de recuperación química, los cuales,tienden a disminuir la saturación residual de hidrocarburo e incrementar la eficiencia de barrido. De esta manera, la inyección de surfactante reduce la tensión interfacial, aumentando el número capilar, así como la movilidad del banco de petróleo hacia los pozos productores.

Su principio de funcionamiento se basa en la aplicación de un tapón de surfactantes dentro del medio poroso, seguido de una píldora de polímeros que garantiza un mayor empuje de la fase continua de crudo residual, entrampado en las gargantas de los poros. Para la aplicación de este proceso se necesitanuna serie de características que permitan un óptimo rendimiento del mismo, dentro de ellas se puede destacar la temperatura, la cual es un parámetro importante que rige el comportamiento del tensioactivo, ya que se refleja como una limitante al momento de introducir este tipo de recobro mejorado en la industria.
Por otra parte, al hacer referencia al caso de estudio donde se empleó este recobro mejorado, se pudo observar que luego de un período de inyección cíclica de vapor, se encontraron problemas de canalización lo que ocasionó una reducción en la eficiencia de estos procesos cíclicos y se implementó la inyección de sulfanatos con el propósito delograr un perfil de producción estable a fin de estimular zonas de baja permeabilidad y mejorar la recuperación de crudo residual.

INTRODUCCIÓN

La producción de un yacimiento se basa en la construcción de modelos dinámicos que reflejen el comportamiento y características de los fluidos presentes en él, con el objeto de cuantificar volúmenes de hidrocarburo recuperables y por ende planificar de manera adecuada los procesos para su extracción exitosa. Inicialmente el desplazamiento del petróleo implica el empuje proveniente de la energía natural del reservorio, pero a medida de que decrece su período de vida útil es necesario la implementación de ciertos procesos de recobro mejorado para estimular y aumentar el rendimiento del mismo.
La mayoría de estos mecanismos tienen como objeto el control de la movilidad del crudo, puesto que se vincula con la capacidad de desplazamiento que puede poseer cualquier fluido inyectado en el reservorio. Es así como, la razón de movilidad debe tender a valores menores a uno, lo cual garantiza que el fluido desplazo presente un barrido óptimo, evitando que la fase desplazante se mueva más fácil en el medio poroso y con ello disminuyendo los problemas de canalización en el yacimiento.
Aunado a lo anterior, otro factor determinante para la eficiencia de desplazamiento es el número capilar, el cual estable la relación entre fuerzas viscosas y fuerzas capilares, y por ende a mayor número capilar mayor movilidad del crudo residual presente en los poros de la roca. De esta manera, la recuperación del petróleo se encuentra regida por ambos factores y por lo tanto, un cambio ya sea en la tensión interfacial, en la viscosidad del hidrocarburo o en las permeabilidades efectivas puede ocasionar una estimulación o problema en la producción del yacimiento.
INYECCIÓN DE SURFACTANTES
Los surfactantes son compuestos cuyas estructuras moleculares contienen tanto grupos hidrofílicos (que atraen en agua) como grupos hidrofóbicos (que repelen el agua). Cuando se agregan a un medio acuoso, las moléculas de surfactantes forman estructuras denominadas micelas, las cuales permiten interactuar en la interfaz de ambos fluidos otorgándole sus principales funciones como la reducción de la tensión interfacial por absorción en la interfaz líquido-líquido y aumento de la solubilidad por medio de una concentración critica micelar (Fig.1), la cual para el caso del petróleo permite que éste penetre el corazón de las micelas formando un sistema de microemulsión.
De acuerdo a la cargan que poseen los surfactantes se clasifican en: aniónicos, catiónicos, no iónicos y anfotéricos. Para la recuperación mejorada del petróleo los surfactantes que se emplean son los aniónicos dentro de los que destacan los sulfonatos, los cuales en base a su fórmula de agente tensioactivo permite optimizar el proceso de recobro.
Fundamento Teórico del Proceso
La cantidad de hidrocarburo que se produce por energía natural del yacimiento o por la aplicación de mecanismos como la inyección de agua o gas, por lo general no es mayor al 40% de petróleo original en sitio, debido al efecto de las fuerzas viscosas que impiden la fluidez del petróleo y fuerzas capilares que retienen el hidrocarburo en el medio poroso. Es por ello, que la movilidad del petróleo residual está sujeta a una competencia entre las fuerzas viscosas y fuerzas capilares, que se expresa a través del denominado número capilar definido como:

Nc= μγ/(σ cos⁡θ ) (a)

Dónde:

µ: viscosidad del fluido desplazante.
γ: velocidad del fluido desplazante.
θ: ángulo de contacto.
σ: tensión interfacial.

En la figura 2, se observa como a medida que aumenta el número capilar se disminuye la saturación residual de hidrocarburo, esto gracias a la depreciación de la tensión interfacial o aumento de la viscosidad de la fase desplazante. Es importante destacar, que el número capilar deber ser incrementado en tres o cuatro veces su orden de magnitud en yacimientos mojados por crudo, y aún más para sistemas mojados por agua. Por otra parte, a medida que se amplía el Nc la tensión interfacial puede alcanzar valores ultrabajos en rangos entre 10-2 a 10-4 dinas/cm.
Asimismo, al idealizar la ecuación anterior se podría estimar que la tensión interfacial fuese cero y por ende el número capilar tendería a infinito, lo que ocasionaría la desaparición de la interfaz entre el fluido desplazante y el fluido desplazado, es decir el petróleo presenta un desplazamiento miscible y la eficiencia de barrido en el medio poroso sería de un 100%. Sin embargo, este fenómeno no se puede establecer como un modelaje ideal, debido a que el medio poroso es heterogéneo y existes una serie de fuerzas interactuando entre sí. Es por esto, que se aplican diversos mecanismos de recuperación mejorada para recobrar la mayor cantidad de hidrocarburo original en sitio.
En este sentido, la aplicación de surfactantesbajo condiciones físico-químicas apropiadas permite obtener valores de tensiones interfacialespequeños, gracias al principio de absorción, el cual debería ser menor sobre la superficie de la roca, para evitar que se aumente el costo económico del proceso.
Descripción del Proceso
La inyección de surfactantes como se ha mencionado anteriormente, tiene el propósito de reducir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. Generalmente, esta técnica se aplica luego de procesos de recuperación por inyección de agua. Sin embargo, se puede obtener recobros para reservorios que han sido inicialmente producidos por inyección de vapor.
El fundamento de la tecnología se basa en la aplicación de un tapón de tensioactivos, los cuales tiende a disminuir la tensión interfacial agua-crudo que oscila entre 20-30 dinas/cm a valores 10-3-10-4 dinas/cm. Esto se logra, gracias a la creación de una microemulsión donde se busca establecer miscibilidad entre ambos fluidos dentro del medio acuoso, generando un banco de petróleo, es
decir, una fase continua del crudo entrampado en los intersticios de la roca. Seguidamente,se inyecta una píldora de polímeros, 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, así como mayor empuje al banco de petróleo, lo que se traduce en un incremento en la eficiencia de barrido dentrodel yacimiento. Por otra parte, el sistema de coalescencia producido por la aplicación de surfactantes reduce la saturación de petróleo residual, incrementando el recobro del hidrocarburo.
Si existe una incompatibilidad entre el tensioactivo y el polímero, la razón de movilidad del petróleo en el proceso disminuye, puesto que existiría una separación entre ambos componentes, reduciendo el empuje de la fase continua.
Asimismo, se puede mencionar que en muchas de las operaciones de este tipo de tecnología se aplica un preflush o salmuera, antes de inyectar los tensioactivos, con el propósito de equilibrar las concentraciones salinas de ambos fluidos y aumentarla absorción del surfactante dentro del banco de petróleo.
Factores que influyen en la Tensión Interfacial.
Concentración Salina
Se ha demostrado que la tensión interfacial depende fuertemente de la salinidad de la fase acuosa, y por ende cuando se alcanza un rango crítico de salinidad la tensión interfacial se aproxima a su valor mínimo (Fig.3).

Cadenas de Hidrocarburos
Crudos que contienen cadenas largas de aromáticos producen una menor tensióninterfacial comparada con crudos de poseen menores cadenas de aromáticos.
Carga Interfacial
Lo que se puede acotar de este factor en el rendimiento óptimo de un surfactante es que dependido del signo y magnitud de la carga, la absorción del tensioactivo cambiara sobre los minerales y arcillas del yacimiento. Si se tiene una baja densidad de carga superficial, aumenta la tensión y viscosidad interfacial y disminuye la repulsión entre el petróleo entrampado y las partículas de arena. La adición de surfactantes puede incrementar la densidad de carga interfacial y por ende reducción de la tensión y viscosidad interfacial, así como el aumento de la repulsión entre el crudo y las partículas de arena, lo que ocasiona disminución en la adherencia del crudo a la roca y facilita la movilidad a través de los canales de flujo.
Absorción del Surfactante
En el proceso, el tapón de surfactante entra en contacto con la roca y el agua de formación, donde pierde un poco su capacidad de absorción gracias a la interface líquido-sólido. Es por ello, que para la formulación de una microemulsión se requiere una absorción rápida entre el crudo y el agua para disminuir la tensión interfacial y así crear miscibilidad entre ambos fluidos.
Mojabilidad y Ángulo de Contacto
La disolución de un surfactante en sistemas donde se tienen dos líquidos inmiscibles y un sólido, puede hacer que la mojabilidad del sólido cambie, mediante la variación del ángulo de contacto, puesto que el ángulo de contacto decrece a medida que se inyecta tensioactivos.
Parámetros que se deben cumplir para la aplicación de la tecnología
Para el empleo de este tipo de tecnología es necesario cubrir una serie de parámetros que garanticen el rendimiento del proceso, puesto que, en el caso de una inadecuada inyección de surfactantes podría ocasionar grandes pérdidas económicas. En este sentido, el yacimiento debe presentar una profundidad menor a 9000 ft, esto debido a los cambios de presión y temperatura que afectan la absorción del tensioactivo. Tanto el espesor, la porosidad y la transmisibilidad del reservorio se consideran parámetros no críticos.
Por otra parte, la heterogeneidad del yacimiento hace que el rango de permeabilidad sea mayor a 10md, asimismo, la saturación residual de petróleo debe ser mayor al 35%, con el objeto de aumentar la eficiencia de recobro a partir de la implementación de este mecanismo. El tipo de formación donde preferiblemente se inyecta este proceso son arenas, puesto que un alto contenido de arcillas reduce la eficiencia de barrido.
La temperatura es un factor primordial al momento de emplear esta recuperación mejorada, ya que los surfactantes son moléculas químicas que tienden a degradarse y perder su capacidad de absorción con el aumento de la temperatura. El rango de aplicación es menor a 2000F. La salinidad del medio acuoso para que se logre la compatibilidad del fluido inyectado en el reservorio debe ser menor a 50000 ppm.
Aunado a lo anterior, cuando se enmarcar las características que deben poseer los fluidos en el reservorio para la aplicación de un recobro mejorado por medio de la aplicación de tensioactivos, se tiene que la gravedad del crudo debe ser mayor a 20º API, la viscosidad del crudo menor a 35 cp, puesto que hidrocarburos con cadenas de compuestos más livianas tiende a disminuir con mayor facilidad su tensión interfacial.
Recobros y Costos Esperados
La aplicación de técnicas de recuperación mejorada se encuentran relacionadas con el precio internacional del crudo, ya que esto representa una inversión adicional para la extracción del hidrocarburo; sin embargo, en el transcurso del tiempo se ha observado el agotamiento de numerosos yacimientos y por ende el uso de estas tecnologías es cada vez es más importante y presenta un mayor auge a nivel mundial. De esta manera, los costos estimados para la inyección de surfactantes son elevados, ya que depende del precio de los procesos de fraccionamiento y sulfatización del tensioactivo.
Por otra parte, según Donaldson, los recobros de este proceso se esperan entre el orden de 30-40% del petróleo original en sitio (POES).

EXPERIENCIA EN CAMPO
El yacimiento Bachaquero-01 se localiza en la Cuenca del Lago de Maracaibo, cercano al Campo Tía Juana. Es una de los principales reservorios de crudo pesado de Venezuela.Está compuesto por nueve intervalos productores de arenas no consolidados del Mioceno de la formación Lagunillas.
La estrategia de inyección cíclica fue desarrolla en el reservorio a partir de 1971 hasta 1998, con un total de 344 pozos estimulados con 1006 ciclos de inyección.
Debido a efectos de canalización y drenaje gravitacional del vapor, se observó que la eficiencia de los tiempos de remojo durante la inyección cíclica disminuía, es por ello que se buscó una alternativa para reducir los problemas antes mencionados.
Apartir del año 1994, se empezó a implementar la inyección de surfactantes, con el cual se creó una espuma dentro del reservorio y se buscó bloquear las zonas más permeables para lograr un perfil de inyección uniforme a fin de estimular la recuperación del hidrocarburo. Con esta tecnología se recuperó entre 15-40% más de la producción por ciclo, en pozos horizontales observados para el año 1997.
Tipo de Surfactante Empleado
De acuerdo, a los problemas que se venían sucintado en el yacimiento Bachaquero-01, de canalización del vapor en la formación la eficiencia de la inyección cíclica era baja, debido al incremento de flujo de vapor adicional a través de las zonas más permeables
Otra variable adicional que se le agrego a la deficiencia del proceso fue el auge de la perforación horizontal a partir de 1995, con la cual se debía garantizar mayor eficiencia de este mecanismo para obtener una óptima estimulación del crudo.
Es por las razones antes expuestas, que se decidió inyectar un surfactante en el reservorio denominado LAAS (Lineal Iónicos AlquirArilSulfanato), de disminuir los canales de flujo por donde se escapa el vapor inyectado.
La selección del tipo de surfactante se realizó, gracias a un estudio previo llevado a cabo en Intevep, donde se aplicaron pruebas en laboratorios para determinar propiedades del tensioactivo como su capacidad de crear tapones en el medio poroso y estabilidad térmica a altas temperaturas.
Programa de Inyección
Se inicializó con lainyección continua de vapor durante los dos primeros días de la proceso, para limpiar y estimular las arenas potenciales de hidrocarburo.

Posteriormente se efectuó una de vapor y surfactante, para bloquear lasáreas que recibieron preferentemente la primera etapa de vapor. Luego se continúo con esta técnica en forma intermitente, para garantizar la eficiencia del proceso. Porúltimo, se inyecta sólo vapor hasta alcanzar las toneladas programadas.

Se aplicaron de 60 a 75 Gal / h con 0,75 a 0,85% de agente tensioactivo en la fase continua final y, de 30 a 45 Gal/h con un 0,35 a 0,45% de surfactante en la fase intermitente.

Resultados Obtenidos

Inicialmente se observó una pérdida del 25% en la producción por cada ciclo de inyección de vapor, por tal razón a partir de 1994 se comenzó la aplicación de surfactantes en pozos verticales y horizontales arrojando un incremento de la producción a partir del tercer ciclo de inyección con tensiactivos.

En este sentido, en 1998 los resultados obtenidos fueron: el 18% de los pozos estimulados con surfactantes incrementaron su producción en 0-20%, el 44% de los pozos aumentaros en 21-40%, mientras que el 38% restante arrojaron un 41% de recuperación.

Por otra parte, al evaluar el índice de drenaje, el cual se considera como la razón de petróleo producido antes del ciclo entre el petróleo total producido después del ciclo, se determinó que ID menores a 4500 bbl/ft la producción aumentaba por cada ciclo de inyección.

CONCLUSIONES
-Los surfactantes son sustancias empleadas en la recuperación mejorada del petróleo.

-Tienen la capacidad de absorberse en la interfaz agua-petróleo, creando una microemulsión de baja tensión interfacial.

-Incrementa el número capilar, ocasionado miscibilidad en la interfaz líquido-líquido.

-Disminuyen la saturación de petróleo residual, mediante la definición de una fase continua.

-Los surfactantes pueden cambiar el ángulo de contacto en el medio poroso, generando una transición de mojabilidad en el reservorio.

-Debe existir compatibilidad entre el tensioactivo, el polímero y el agua de formación con el objeto de aumentar la eficiencia de barrido.

-La selección del surfactante adecuado depende del tipo de crudo y condiciones que se presenten en el reservorio.

-La temperatura es una de los principales parámetros que se deben evaluar al momento de aplicar la tecnología dentro de un determinado yacimiento.
-La retención del surfactante se asocia a la capacidad de absorción de la roca y las pérdidas de concentración durante la formación de la microemulsión.

-El éxito o fracaso de este tipo de recobro dependerá de la óptima inyección de tensioactivo, así como del incremento en la eficiencia de barrido del petróleo residual.

-Los tensioactivos pueden emplearse durante los procesos de recuperación térmicos como agente estimulador del proceso.

ReferenciasBibliográficas
-Donaldson, E.C., Chilingarian, G.V., Yen, T.F (1989): “Enhanced Oil Recovery, II Processes and Operations”, Elsevier, New York- E.E.U.U.
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-Rivas. H, Gutiérrez, X (1999). ¨Los Surfactantes: comportamiento y algunas aplicaciones en la Industria Petrolera¨.
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-Valera.C, Escobar. M y Iturbe. Y (Abril 1999): ˝Use of Surfactants in Cyclic Steam Injection in Bachaquero-01 Reservoir˝
SPE 54O20.

ILUSTRACIONES