inyección de surfactantes

Charla “Recuperación Mejorada de Petróleo”

*Otros Métodos De Recuperación De Hidrocarburos

8.5 INYECCIÓN DE SURFACTANTES

Mayo, 2012


Introducción Después 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.


Definición Lo Surfactantes 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.


Tipos de surfactantes Surfactantentes 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.

ANIONICOS HAN SIDO MUY USADOS ESTABLES BARATOS Y NO SE ADSORBEN


Surfactantes catiónicos: Están compuestos por una molécula lipofílica y otra hidrofílica, consistente de uno o varios grupos amonio terciario o cuaternario.

CATIONICOS SE ADSORBEN POR LAS ARCILLAS POCO USADOS


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.NO-IONICOS SON

RESISTENTES A LAS ALTAS SALINIDADES


Objetivo de los surfactantes 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.


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.


Proceso de inyección de surfactantes

Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tensoactivos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho :

http://www.monografias.com/trabajos11/bancs/bancs.shtml


Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo.Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados.


ASP/SP Existen dos tipos principales de inyección de surfactantes:

inyección de álcali-surfactante-polímero (ASP, por sus siglas en inglés) o de surfactante-polímero (SP, por sus siglas en inglés).

ASP versus SP

La formulación de ASP generalmente consiste de aproximadamente 0.5-1% de álcalis, 0.1% de surfactantes y 0.1% de polímeros, mientras que la formulación de SP consiste de 1% de surfactantes y 0.1% de polímeros. La elección entre ASP y SP depende de varios factores.

Valor ácido del petróleo Calidad del agua: si la concentración del ion divalente es

alta, >100 ppm, quizá hay que usar SP Aspecto económico del proyecto Capacidad de transportar desalinización o suavizante para el

agua (ubicación geográfica)


Todos los componentes se inyectan juntos en el yacimiento como un flujo tapón ("slug"), por lo que no es una inyección secuencial.

El componente alcalino reacciona con las fracciones ácidas del petróleo y crea un detergente natural, además de ayudar a reducir la adsorción del surfactante en la roca.

El componente surfactante ayuda a liberar el petróleo de la roca y reducir la tensión interfacial entre el agua y el petróleo.

El polímero (en general poliacrilamida parcialmente hidrolizada o HPAM) actúa como modificador de la viscosidad y contribuye a movilizar el petróleo. Típicamente, luego de una inyección de A/SP se inyecta una solución de "empuje" de polímero con un volumen de poro equivalente.

Esto ayuda no sólo a reducir el descenso de la curva de recuperación de petróleo, sino también a extender la producción por más tiempo.


Recuperación por Método de ASP.

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Inyección de surfactantesDisminuir la

tensión

Interfacial entre

el crudo y el

agua

Reducen las

fuerzas

capilares que

atrapan el crudo en los poros

Sus pruebas a nivel

de campo han sido

exitosas

Esquema del proceso de inyección de surfactantes.Fuente: PDVSA-CIED, 1998.


Recuperación por Método de ASP.

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Ventajas•No se requiere álcali•Menores consumos de polímero•Menor costo de tratamiento de agua•Disminución o eliminación de formación de incrustaciones•Disminución de costos de mantenimiento de equipos

Desventajas •Son sensibles a la salinidad.•No es rentable usarlo solo, por los altos costos de los surfactantes.

Inyección de surfactantes


Problemas más frecuentes en formulación

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Adsorción• El surfactante se adsorbe sobre la roca

llegando en algunos casos a ser antieconómica su inyección.

Fraccionamiento • Los surfactantes tienen afinidad tanto

al agua como al aceite, por lo tanto en formulas no adecuadas este puede fraccionarse, cambiando la formulación óptima.


Conclusiones

La elección del surfactante es importante para el éxito del proyecto.

La disminución de la tensión interfacial estará dada por la química del surfactante y su dosis en un medio hidrocarburo-agua determinado.

Al bajar la tensión interfacial podemos aumentar el número capilar e incrementar la producción de crudo.

Los más usados son Sulfanatos de petróleo Mejora la saturación residual Su función es disminuir la tensión interfacial.

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