INYECCIÓN DE SURFACTANTES
Dspués de la producción primaria, y posiblemente, de la inyección de agua, cierta cantidad de petróleo, denominada petróleo remanente que queda en la roca del yacimiento y permanece irrecuperable. Para la extracción de este se han creado diversos métodos.
Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes -que puede contener cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros- inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión.
Los surfactantes pueden ser clasificados por la carga iónica de la parte superficialmente activa de la molécula. En los surfactantes aniónicos, la carga molecular es negativa ; en los catiónicos, positiva ; en los no iónicos, no hay carga y en los anfóteros existen cargas tanto positivas como negativas en la molécula.
I. Definición
Son compuestos orgánicos provenientes de petróleo crudo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial.
Son moléculas que contienen un segmento liposoluble (soluble en aceite) y otro hidrosoluble (soluble en agua). La solubilidad parcial tanto en agua como aceite permite al surfactante ocupar la interface.
II. Tipos
v Agentes aniónicos: Los surfactantes aniónicos contienen generalmente uno de cuatro grupos polares solubles - carboxilato, sulfonato, sulfato o fosfato - combinado con una cadena hidrocarbonada hidrófoba. Si esa cadena es corta son muy hidrosolubles, y en caso contrario tendrán baja hidrosolubilidad y actuaran en sistemas no acuosos como aceites lubricantes.
v Agentes cationicos: Los surfactantes catiónicos comúnmente utilizados en detergentes, agentes limpiadores, líquidos lavaplatos y cosméticos están compuestos por una molécula lipofílica y otra hidrofílica, consistente de uno o varios grupos amonio terciario o cuaternario. Las sales de cadenas larga de amonio terciarias, obtenidas por neutralización de las aminas con ácidos orgánicos o inorgánicos, son raramente usadas en detergentes y preparaciones para limpieza. Su principal aplicación esta en el tratamiento de textiles y ocasionalmente como suavizantes tipo rinse. En aplicaciones cosméticas, su aplicación esta restringida a especialidades.
v Agentes no-iónicos: Los surfactantes no iónicos no se disocian en iones hidratados en medios acuosos. Las propiedades hidrofílicas son provistas por hidratación de grupos amido, amino, éter o hidróxilo. Cuando existe un número suficiente de estos grupos la solubilidad acuosa es comparable con la de los surfactantes iónicos.
III. Objetivos
El objetivo principal es recobrar el petróleo residual de 10 a 20% del volumen poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua
Las primeras investigaciones en las inyecciones con surfactantes, se llevaron a cabo con la idea de bajar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua a valores muy pequeños (menores a 0,001 dinas/cm), de modo que el petróleo atrapado se haga móvil y sea desplazado por el fluido inyectado, es decir, que ocurra un desplazamiento miscible.
IV. Elección del Surfactante
Como cada proyecto de recuperación mejorada es independiente, único y las condiciones varían, es extremadamente importante diseñar y formular el agente tensioactivo adecuado con el objetivo de optimizar el tratamiento.
Han aparecido en el mercado nuevos agentes tensioactivos que permitan la implementación de técnicas Surfactante-Polímero.
Los surfactantes utilizados son sulfonatos de petróleo derivado del crudo y con alta actividad interfacial.
Existe una diferencia entre la diferencia entre la eficiencia del desplazamiento y su peso equivalente (Peso Molecular/grupo de sulfonato presentes en la molécula), los sulfonatos con alto peso equivalente causan gran reducción interfacial pero no son solubles en agua y son rápidamente absorbidos.
Para resolver esto, se mezclan con otros de bajo peso equivalente, lográndose el equilibrio entre la solubilidad y la reacción de tensión interfacial. Y agregando el tapón de compuestos minerales que evita la absorción in situ del surfactante en el medio poroso.
V. ¿Por qué necesitamos un surfactante?
Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de petróleo, esto incide en el Número Capilar.
El Número Capilar Nc es la relación que existe entre las fuerzas viscosas y las interfaciales y la restricción al pasaje a través de un capilar.
Otra forma de describir las fuerzas es a través de la velocidad que tendrá un fluido al pasar por la garganta poral y la viscosidad del fluido (Avance frontal).
Para poder recuperar cantidades significativas de crudo, el número capilar debe crecer 3 o 4 órdenes de magnitud. Si nos referimos a laecuación de la Figura 1, el número capilar Nc es directamente proporcional al producto de la viscosidad µ y la velocidad ν e inversamente proporcional a la tensión interfacial σ.
Los valores de viscosidad y velocidad no pueden incrementarse por encima de un factor entre 2 y 10 sin causar daño a la formación; sin embargo la tensión interfacial entre el agua de formación y el crudo atrapado en la formación puede reducirse fácilmente en términos de 1000 a 10.000 veces por el agregado de tensioactivos especiales.
VI. Proceso de Inyección
Generalmente, para asegurarse de que la movilidad este bien controlada el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de cationes divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.
Figura 4. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.
VII. Suposiciones
Gravedad <20ºapi
Viscosidad <>
Litología Preferiblemente arenisca
Permeabilidad Promedio >10md
Profundidad <9000>
Temperatura <200ºf
VIII. Orimulsión
Combustible líquido producido mediante tecnología desarrollada por PDVSA Intevep, S.A. y está compuesto por 70% de Bitumen natural, 30% de agua más aditivos para estabilizar la emulsión (surfactantes).
Es la marca comercial (marca registrada) dada al combustible fósil que se produce de bitumen natural mezclado con agua.
El nombre de este combustible deriva de Orinoco, de donde es el bitumen natural y de emulsión, ORIMULSIÓN®.
Características:
Es el único combustible en mundo de su naturaleza, es decir una base acuosa que suspende un hidrocarburo que no es subproducto de refinación, luce se maneja y se quema como combustible pesado; sin embargo, consiste de pequeñas gotas de bitumen suspendidas en agua.
Componentes:
30% Agua
59% a 60% Carbón
0,7% a 0,9% Cenizas
2% a 2,8% Azufre
7,2% a 7,8% Hidrógeno
0,4% a 9,58% Nitrógeno
0,53% a 0,60% Oxígeno
IX. Conclusiones
v La elección del surfactante es importante para el éxito del proyecto.
v Factor de recobro de 10 a 20%
v So>30%
v Más costosos que álcalis
v La disminución de la tensión interfacial estará dada por la química del surfactante y su dosis en un medio hidrocarburo-agua determinado.
v Al bajar la tensión interfacial podemos aumentar el número capilar e incrementar la producción de crudo.
v Los más usados son Sulfanatos de petróleo
v Mejora la saturación residual
v Su función es disminuir la tensión interfacial.
Referencias
[1] http://industria-petrolera.blogspot.com/2007/11/mecanismos-naturales-de-produccin.html
[2] http://Métodos de recuperación mejorada de petróleo - Monografias_com.mht
[3] http://Surfactantes - Monografias_com.mht
[4] Magdalena Paris, Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos.
