INYECCIN DE SURFACTANTES en yacimientos

RESUMEN

La declinacin temprana de yacimientos ha ocasionado el auge de nuevas tecnologas que buscan mejorar el rendimiento del reservorio. Es por ello, que dentro de la recuperacin mejorada del petrleo se enmarcan los mecanismos de recuperacin qumica, los cuales, tienden a disminuir la saturacin residual de hidrocarburo e incrementar la eficiencia de barrido. De esta manera, la inyeccin de surfactante reduce la tensin interfacial, aumentando el nmero capilar, as como la movilidad del banco de petrleo hacia los pozos productores.

Su principio de funcionamiento se basa en la aplicacin de un tapn de surfactantes dentro del medio poroso, seguido de una pldora de polmeros que garantiza un mayor empuje de la fase continua de crudo residual, entrampado en las gargantas de los poros. Para la aplicacin de este proceso se necesitan una serie de caractersticas que permitan un ptimo rendimiento del mismo, dentro de ellas se puede destacar la temperatura, la cual es un parmetro 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 emple este recobro mejorado, se pudo observar que luego de un perodo de inyeccin cclica de vapor, se encontraron problemas de canalizacin lo que ocasion una reduccin en la eficiencia de estos procesos cclicos y se implement la inyeccin de sulfanatos con el propsito de lograr un perfil de produccin estable a fin de estimular zonas de baja permeabilidad y mejorar la recuperacin de crudo residual.

INTRODUCCIN

La produccin de un yacimiento se basa en la construccin de modelos dinmicos que reflejen el comportamiento y caractersticas de los fluidos presentes en l, con el objeto de cuantificar volmenes de hidrocarburo recuperables y por ende planificar de manera adecuada los procesos para su extraccin exitosa. Inicialmente el desplazamiento del petrleo implica el empuje proveniente de la energa natural del reservorio, pero a medida de que decrece su perodo de vida til es necesario la implementacin de ciertos procesos de recobro mejorado para estimular y aumentar el rendimiento del mismo.La mayora 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 as como, la razn de movilidad debe tender a valores menores a uno, lo cual garantiza que el fluido desplazo presente un barrido ptimo, evitando que la fase desplazante se mueva ms fcil en el medio poroso y con ello disminuyendo los problemas de canalizacin en el yacimiento.Aunado a lo anterior, otro factor determinante para la eficiencia de desplazamiento es el nmero capilar, el cual estable la relacin entre fuerzas viscosas y fuerzas capilares, y por ende a mayor nmero capilar mayor movilidad del crudo residual presente en los poros de la roca. De esta manera, la recuperacin del petrleo se encuentra regida por ambos factores y por lo tanto, un cambio ya sea en la tensin interfacial, en la viscosidad del hidrocarburo o en las permeabilidades efectivas puede ocasionar una estimulacin o problema en la produccin del yacimiento.INYECCIN DE SURFACTANTESLos surfactantes son compuestos cuyas estructuras moleculares contienen tanto grupos hidroflicos (que atraen en agua) como grupos hidrofbicos (que repelen el agua). Cuando se agregan a un medio acuoso, las molculas de surfactantes forman estructuras denominadas micelas, las cuales permiten interactuar en la interfaz de ambos fluidos otorgndole sus principales funciones como la reduccin de la tensin interfacial por absorcin en la interfaz lquido-lquido y aumento de la solubilidad por medio de una concentracin critica micelar (Fig.1), la cual para el caso del petrleo permite que ste penetre el corazn de las micelas formando un sistema de microemulsin.De acuerdo a la cargan que poseen los surfactantes se clasifican en: aninicos, catinicos, no inicos y anfotricos. Para la recuperacin mejorada del petrleo los surfactantes que se emplean son los aninicos dentro de los que destacan los sulfonatos, los cuales en base a su frmula de agente tensioactivo permite optimizar el proceso de recobro.Fundamento Terico del ProcesoLa cantidad de hidrocarburo que se produce por energa natural del yacimiento o por la aplicacin de mecanismos como la inyeccin de agua o gas, por lo general no es mayor al 40% de petrleo original en sitio, debido al efecto de las fuerzas viscosas que impiden la fluidez del petrleo y fuerzas capilares que retienen el hidrocarburo en el medio poroso. Es por ello, que la movilidad del petrleo residual est sujeta a una competencia entre las fuerzas viscosas y fuerzas capilares, que se expresa a travs del denominado nmero capilar definido como:

Nc= /( cos ) (a)

Dnde:

: viscosidad del fluido desplazante.: velocidad del fluido desplazante.: ngulo de contacto.: tensin interfacial.

En la figura 2, se observa como a medida que aumenta el nmero capilar se disminuye la saturacin residual de hidrocarburo, esto gracias a la depreciacin de la tensin interfacial o aumento de la viscosidad de la fase desplazante. Es importante destacar, que el nmero capilar deber ser incrementado en tres o cuatro veces su orden de magnitud en yacimientos mojados por crudo, y an ms para sistemas mojados por agua. Por otra parte, a medida que se ampla el Nc la tensin interfacial puede alcanzar valores ultrabajos en rangos entre 10-2 a 10-4 dinas/cm.Asimismo, al idealizar la ecuacin anterior se podra estimar que la tensin interfacial fuese cero y por ende el nmero capilar tendera a infinito, lo que ocasionara la desaparicin de la interfaz entre el fluido desplazante y el fluido desplazado, es decir el petrleo presenta un desplazamiento miscible y la eficiencia de barrido en el medio poroso sera de un 100%. Sin embargo, este fenmeno no se puede establecer como un modelaje ideal, debido a que el medio poroso es heterogneo y existes una serie de fuerzas interactuando entre s. Es por esto, que se aplican diversos mecanismos de recuperacin mejorada para recobrar la mayor cantidad de hidrocarburo original en sitio.En este sentido, la aplicacin de surfactantes bajo condiciones fsico-qumicas apropiadas permite obtener valores de tensiones interfaciales pequeos, gracias al principio de absorcin, el cual debera ser menor sobre la superficie de la roca, para evitar que se aumente el costo econmico del proceso.Descripcin del ProcesoLa inyeccin de surfactantes como se ha mencionado anteriormente, tiene el propsito de reducir la tensin interfacial entre el petrleo y el agua. Generalmente, esta tcnica se aplica luego de procesos de recuperacin por inyeccin de agua. Sin embargo, se puede obtener recobros para reservorios que han sido inicialmente producidos por inyeccin de vapor.El fundamento de la tecnologa se basa en la aplicacin de un tapn de tensioactivos, los cuales tiende a disminuir la tensin interfacial agua-crudo que oscila entre 20-30 dinas/cm a valores 10-3-10-4 dinas/cm. Esto se logra, gracias a la creacin de una microemulsin donde se busca establecer miscibilidad entre ambos fluidos dentro del medio acuoso, generando un banco de petrleo, esdecir, una fase continua del crudo entrampado en los intersticios de la roca. Seguidamente,se inyecta una pldora de polmeros, 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 dentrodel yacimiento. Por otra parte, el sistema de coalescencia producido por la aplicacin de surfactantes reduce la saturacin de petrleo residual, incrementando el recobro del hidrocarburo.Si existe una incompatibilidad entre el tensioactivo y el polmero, la razn de movilidad del petrleo en el proceso disminuye, puesto que existira una separacin entre ambos componentes, reduciendo el empuje de la fase continua.Asimismo, se puede mencionar que en muchas de las operaciones de este tipo de tecnologa se aplica un preflush o salmuera, antes de inyectar los tensioactivos, con el propsito de equilibrar las concentraciones salinas de ambos fluidos y aumentarla absorcin del surfactante dentro del banco de petrleo.Factores que influyen en la Tensin Interfacial.Concentracin SalinaSe ha demostrado que la tensin interfacial depende fuertemente de la salinidad de la fase acuosa, y por ende cuando se alcanza un rango crtico de salinidad la tensin interfacial se aproxima a su valor mnimo (Fig.3).

Cadenas de HidrocarburosCrudos que contienen cadenas largas de aromticos producen una menor tensininterfacial comparada con crudos de poseen menores cadenas de aromticos.Carga InterfacialLo que se puede acotar de este factor en el rendimiento ptimo de un surfactante es que dependido del signo y magnitud de la carga, la absorcin del tensioactivo cambiara sobre los minerales y arcillas del yacimiento. Si se tiene una baja densidad de carga superficial, aumenta la tensin y viscosidad interfacial y disminuye la repulsin entre el petrleo entrampado y las partculas de arena. La adicin de surfactantes puede incrementar la densidad de carga interfacial y por ende reduccin de la tensin y viscosidad interfacial, as como el aumento de la repulsin entre el crudo y las partculas de arena, lo que ocasiona disminucin en la adherencia del crudo a la roca y facilita la movilidad a travs de los canales de flujo.Absorcin del SurfactanteEn el proceso, el tapn de surfactante entra en contacto con la roca y el agua de formacin, donde pierde un poco su capacidad de absorcin gracias a la interface lquido-slido. Es por ello, que para la formulacin de una microemulsin se requiere una absorcin rpida entre el crudo y el agua para disminuir la tensin interfacial y as crear miscibilidad entre ambos fluidos.Mojabilidad y ngulo de ContactoLa disolucin de un surfactante en sistemas donde se tienen dos lquidos inmiscibles y un slido, puede hacer que la mojabilidad del slido cambie, mediante la variacin del ngulo de contacto, puesto que el ngulo de contacto decrece a medida que se inyecta tensioactivos.Parmetros que se deben cumplir para la aplicacin de la tecnologaPara el empleo de este tipo de tecnologa es necesario cubrir una serie de parmetros que garanticen el rendimiento del proceso, puesto que, en el caso de una inadecuada inyeccin de surfactantes podra ocasionar grandes prdidas econmicas. En este sentido, el yacimiento debe presentar una profundidad menor a 9000 ft, esto debido a los cambios de presin y temperatura que afectan la absorcin del tensioactivo. Tanto el espesor, la porosidad y la transmisibilidad del reservorio se consideran parmetros no crticos.Por otra parte, la heterogeneidad del yacimiento hace que el rango de permeabilidad sea mayor a 10md, asimismo, la saturacin residual de petrleo debe ser mayor al 35%, con el objeto de aumentar la eficiencia de recobro a partir de la implementacin de este mecanismo. El tipo de formacin 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 recuperacin mejorada, ya que los surfactantes son molculas qumicas que tienden a degradarse y perder su capacidad de absorcin con el aumento de la temperatura. El rango de aplicacin 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 caractersticas que deben poseer los fluidos en el reservorio para la aplicacin de un recobro mejorado por medio de la aplicacin de tensioactivos, se tiene que la gravedad del crudo debe ser mayor a 20 API, la viscosidad del crudo menor a 35 cp, puesto que hidrocarburos con cadenas de compuestos ms livianas tiende a disminuir con mayor facilidad su tensin interfacial.Recobros y Costos EsperadosLa aplicacin de tcnicas de recuperacin mejorada se encuentran relacionadas con el precio internacional del crudo, ya que esto representa una inversin adicional para la extraccin del hidrocarburo; sin embargo, en el transcurso del tiempo se ha observado el agotamiento de numerosos yacimientos y por ende el uso de estas tecnologas es cada vez es ms importante y presenta un mayor auge a nivel mundial. De esta manera, los costos estimados para la inyeccin de surfactantes son elevados, ya que depende del precio de los procesos de fraccionamiento y sulfatizacin del tensioactivo.Por otra parte, segn Donaldson, los recobros de este proceso se esperan entre el orden de 30-40% del petrleo original en sitio (POES).

EXPERIENCIA EN CAMPOEl yacimiento Bachaquero-01 se localiza en la Cuenca del Lago de Maracaibo, cercano al Campo Ta Juana. Es una de los principales reservorios de crudo pesado de Venezuela.Est compuesto por nueve intervalos productores de arenas no consolidados del Mioceno de la formacin Lagunillas.La estrategia de inyeccin cclica fue desarrolla en el reservorio a partir de 1971 hasta 1998, con un total de 344 pozos estimulados con 1006 ciclos de inyeccin.Debido a efectos de canalizacin y drenaje gravitacional del vapor, se observ que la eficiencia de los tiempos de remojo durante la inyeccin cclica disminua, es por ello que se busc una alternativa para reducir los problemas antes mencionados.Apartir del ao 1994, se empez a implementar la inyeccin de surfactantes, con el cual se cre una espuma dentro del reservorio y se busc bloquear las zonas ms permeables para lograr un perfil de inyeccin uniforme a fin de estimular la recuperacin del hidrocarburo. Con esta tecnologa se recuper entre 15-40% ms de la produccin por ciclo, en pozos horizontales observados para el ao 1997.Tipo de Surfactante EmpleadoDe acuerdo, a los problemas que se venan sucintado en el yacimiento Bachaquero-01, de canalizacin del vapor en la formacin la eficiencia de la inyeccin cclica era baja, debido al incremento de flujo de vapor adicional a travs de las zonas ms permeablesOtra variable adicional que se le agrego a la deficiencia del proceso fue el auge de la perforacin horizontal a partir de 1995, con la cual se deba garantizar mayor eficiencia de este mecanismo para obtener una ptima estimulacin del crudo.Es por las razones antes expuestas, que se decidi inyectar un surfactante en el reservorio denominado LAAS (Lineal Inicos AlquirArilSulfanato), de disminuir los canales de flujo por donde se escapa el vapor inyectado.La seleccin del tipo de surfactante se realiz, 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 trmica a altas temperaturas.Programa de InyeccinSe inicializ con lainyeccin continua de vapor durante los dos primeros das de la proceso, para limpiar y estimular las arenas potenciales de hidrocarburo.

Posteriormente se efectu una de vapor y surfactante, para bloquear lasreas que recibieron preferentemente la primera etapa de vapor. Luego se contino con esta tcnica en forma intermitente, para garantizar la eficiencia del proceso. Porltimo, se inyecta slo 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 observ una prdida del 25% en la produccin por cada ciclo de inyeccin de vapor, por tal razn a partir de 1994 se comenz la aplicacin de surfactantes en pozos verticales y horizontales arrojando un incremento de la produccin a partir del tercer ciclo de inyeccin con tensiactivos.

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

Por otra parte, al evaluar el ndice de drenaje, el cual se considera como la razn de petrleo producido antes del ciclo entre el petrleo total producido despus del ciclo, se determin que ID menores a 4500 bbl/ft la produccin aumentaba por cada ciclo de inyeccin.

CONCLUSIONES-Los surfactantes son sustancias empleadas en la recuperacin mejorada del petrleo.

-Tienen la capacidad de absorberse en la interfaz agua-petrleo, creando una microemulsin de baja tensin interfacial.

-Incrementa el nmero capilar, ocasionado miscibilidad en la interfaz lquido-lquido.

-Disminuyen la saturacin de petrleo residual, mediante la definicin de una fase continua.

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

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

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

-La temperatura es una de los principales parmetros que se deben evaluar al momento de aplicar la tecnologa dentro de un determinado yacimiento.-La retencin del surfactante se asocia a la capacidad de absorcin de la roca y las prdidas de concentracin durante la formacin de la microemulsin.

-El xito o fracaso de este tipo de recobro depender de la ptima inyeccin de tensioactivo, as como del incremento en la eficiencia de barrido del petrleo residual.

-Los tensioactivos pueden emplearse durante los procesos de recuperacin trmicos como agente estimulador del proceso.

ReferenciasBibliogrficas-Donaldson, E.C., Chilingarian, G.V., Yen, T.F (1989): Enhanced Oil Recovery, II Processes and Operations, Elsevier, New York- E.E.U.U.-Norman. C, Tombetta. J (2007):"El uso de los surfactantes en proyectos de recuperacin terciaria". Tiorco. Notas Tcnicas (Agosto).-Salager. J (2005): "Recuperacin Mejorada del Petrleo". Universidad de los Andes-Venezuela. Cuadernos FIRP. No-S357-C.-Rivas. H, Gutirrez, X (1999). Los Surfactantes: comportamiento y algunas aplicaciones en la Industria Petrolera.Vol. 50. No. 1.PDVSA-INTEVEP.-Teknica (2001). Enhanced Oil Recovery, Teknica Petroleum Services Ltd, Canad (Junio).-Valera.C, Escobar. M y Iturbe. Y (Abril 1999): Use of Surfactants in Cyclic Steam Injection in Bachaquero-01 ReservoirSPE 54O20.

ILUSTRACIONES