obtención y evaluación de un ecotensoactivo como

Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa

para procesos de recobro mejorado de petróleo

Yuber Rodríguez Arturo

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ciencias, Área Curricular de Ciencias Naturales

Medellín, Colombia

2019

Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa

para procesos de recobro mejorado de petróleo

Yuber Rodríguez Arturo

Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:

Magister en Ciencias Química

Director:

Ph.D., Sergio Hernando Lopera Castro

Codirectora:

Ph.D., Elizabeth Pabón Gelves

Línea de Investigación:

Recobro mejorado

Grupo de Investigación:

Yacimientos de Hidrocarburos

Ciencia de Materiales Avanzados

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ciencias, Área Curricular de Ciencias Naturales

Medellín, Colombia

2019

A mi familia, por ser el motor que me empuja a

ser cada día mejor y por todo lo que me han

brindado.

A Raiza, por su apoyo incondicional.

Agradecimientos

Agradezco al Profesor Sergio Lopera, quien me ha dado la oportunidad de consolidar mis

conocimientos en la industria del petróleo y enfocarme en el área de recobro mejorado;

también, quiero agradecer especialmente a la Profesora Elizabeth Pabón, por ser una guía

en el camino del investigador.

A mis compañeros del Grupo de Yacimientos de Hidrocarburos y del Grupo de Ciencia de

Materiales Avanzados, por su valiosa colaboración en el desarrollo de esta investigación.

Adicionalmente, al Programa Nacional para el desarrollo e implementación de procesos

CEOR con surfactante, polímero y CDG potencializados con nanotecnología, desarrollado

por el convenio 064-2018 celebrado por el Departamento Administrativo de Ciencia,

Tecnología e Innovación – COLCIENCIAS y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, por el

apoyo a esta tesis de investigación.

Resumen y Abstract IX

Resumen

Los tensoactivos son agentes de superficie activa que, debido a su capacidad

emulsificante, son ampliamente utilizados en diferentes industrias como la farmacéutica,

textil, cosmética, hidrocarburos, entre otras. En la industria del petróleo, la inyección de

tensoactivos es una técnica de recobro químico empleada para la recuperación mejorada

de petróleo, su propósito es reducir la tensión interfacial del sistema agua-petróleo, para

mejorar la movilidad de los fluidos a través de la formación. Sin embargo, una de las

limitantes es que los surfactantes comerciales son productos químicos de alto costo; por

lo tanto, es necesario buscar nuevas alternativas, que sean económicamente viables y que

generen menores impactos ambientales. En este sentido, se evaluó el desempeño de

tensoactivos naturales obtenidos a partir del jaboncillo (Sapindus saponaria), friega-platos

(Solanum torvum) y fique (Furcreae sp) en procesos de recuperación mejorada de

petróleo. Se realizó la obtención del tensoactivo natural por el método del solvente;

posteriormente, se determinaron las propiedades estructurales, tensoactivas, y térmicas

del tensoactivo obtenido y finalmente, se evaluó su efecto en procesos de recobro

mejorado, a partir de análisis de las pruebas de desplazamiento en medios porosos a

condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales evidencian que los tensoactivos

naturales tienen características similares a las de un tensoactivo convencional, reducen la

tensión interfacial entre el 40 y 50% del sistema agua-aceite, alteran la humectabilidad del

medio poroso y generan factores de recobro incremental entre el 20 y el 50%,

convirtiéndose en una alternativa promisoria para esta aplicación.

Palabras clave: tensoactivo natural, inyección de tensoactivo, recuperación

mejorada de petróleo.

X Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de

recobro mejorado de petróleo

Abstract

Surfactant are active surface agents that have been implemented in different industries

such as pharmaceutical, textile, cosmetic, oil and, among others, to emulsify immiscible

phases. In the oil industry, surfactant flooding is one of the techniques used for enhanced

oil recovery, the goal is to reduce the interfacial tension of the water-oil system for

improving the mobility of the fluids through the formation. However, the surfactants are

high-cost chemicals; therefore, it is necessary the development of technologies economical

and environmentally viable. In this sense, performance of natural surfactants obtained from

jaboncillo (Sapindus saponaria), friega-platos (Solanum torvum) and fique (Furcreae sp)

for improved oil recovery processes were evaluated. The natural surfactants were obtained

by the solvent method; subsequently, physicochemical and thermal properties were

determined and finally, the effect on improved recovery processes was evaluated by

displacement tests in porous media at reservoir conditions. Results showed the ability of

natural surfactants to reduce the interfacial tension between 40 and 50% in water-oil

system, alter the porous medium wettability and generate an incremental recovery factor

between 20 and 50%, converting in a promising alternative in this application.

Keywords: Natural surfactant, surfactant flooding, Enhanced Oil Recovery.

Contenido XI

Contenido

Pág.

1. Generalidades .......................................................................................................... 3 1.1 Tensoactivos .......................................................................................................3

1.1.1 Clasificación de los tensoactivos ..................................................................... 4 1.1.2 Tensoactivos de origen natural ........................................................................ 6

1.2 Recuperación mejorada de petróleo ....................................................................8 1.2.1 Mecanismos de desplazamiento en procesos EOR ......................................... 9

1.3 Inyección de tensoactivos .................................................................................11 1.4 Uso de tensoactivos en la industria de petróleo ................................................11

1.4.1 Implementación de tensoactivos naturales .................................................... 13 1.5 Desplazamiento en medios porosos ..................................................................15

2. Metodología ............................................................................................................ 19 2.1 Obtención de extractos ricos en saponinas .......................................................19

2.1.1 Adecuación de materia prima ........................................................................ 20 2.1.2 Extracción alcohólica ..................................................................................... 20 2.1.3 Desengrase ................................................................................................... 21

2.2 Caracterización .................................................................................................21 2.2.1 Concentración micelar crítica ......................................................................... 22 2.2.2 Espectroscopía Infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR) ..................... 22 2.2.3 Análisis Termogravimétrico (TGA) ................................................................. 23 2.2.4 Balance Hidrofílico – Lipofílico (HLB) ............................................................. 23 2.2.5 Cuantificación de saponinas .......................................................................... 23

2.3 Evaluación.........................................................................................................25 2.3.1 Pruebas de ángulo de contacto ..................................................................... 25 2.3.2 Pruebas de imbibición espontánea ................................................................ 26 2.3.3 Pruebas de desplazamiento en muestras de roca ......................................... 27 2.3.4 Pruebas de adsorción dinámica ..................................................................... 31

3. Resultados .............................................................................................................. 33 3.1 Obtención de tensoactivos naturales .................................................................33 3.2 Caracterización de los tensoactivos naturales ...................................................37 3.3 Alteración de la humectabilidad .........................................................................43 3.4 Desempeño de tensoactivos en pruebas de desplazamiento ............................46

4. Conclusiones y recomendaciones ........................................................................ 53 4.1 Conclusiones .....................................................................................................53 4.2 Recomendaciones.............................................................................................54

XII Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de


5. Bibliografía ............................................................................................................. 55

Contenido XIII

Lista de figuras

Pág.

Figura 1-1: Estructura básica de un tensoactivo. ...............................................................3

Figura 1-2: Estructura de las saponinas, A. saponina triterpénica y B. saponina esteroidal.

..........................................................................................................................................7

Figura 1-3: Tipos de recuperación de petróleo. .................................................................9

Figura 1-4: Desplazamiento microscópico y macroscópico en yacimiento. ......................10

Figura 1-5: Tensoactivo, A. Naturaleza del tensoactivo, B. Proceso de recuperación......11

Figura 1-6: Curvas de permeabilidad relativa para un sistema humectado por agua. ......17

Figura 2-1: Montajes para la obtención de extractos ricos en saponinas. ........................21

Figura 2-2: Representación para determinar ángulo de contacto.....................................26

Figura 2-3: Montaje prueba de imbibición espontánea. ...................................................27

Figura 2-4: Montaje experimental para las pruebas de desplazamiento. .........................28

Figura 3-1: Rendimiento de extracción, A. Extracción soxhlet, B. Extracción asistida por

ultrasonido. ......................................................................................................................34

Figura 3-2: Espectros FTIR para los tensoactivos naturales. ...........................................35

Figura 3-3: Pruebas de tensión superficial para los métodos de extracción con y sin

desengrase. ....................................................................................................................36

Figura 3-4: Concentración micelar crítica a partir de A. Tensión superficial, B. Tensión

interfacial. ........................................................................................................................37

Figura 3-5: Valores medidos de HLB para surfactantes naturales. ..................................39

Figura 3-6: Comportamiento termogravimétrico de los tensoactivos naturales. ...............40

Figura 3-7. Resultados prueba de espuma para tensoactivos naturales. .........................41

Figura 3-8. Resultados reacción Liebermann-Burchard para tensoactivos naturales. ......41

Figura 3-9. Curva de calibración ácido oleanólico. ..........................................................42

Figura 3-10: Seguimiento del ángulo de contacto con agua para, A. roca dañada, B.

Tensoactivo SS 600 ppm y C. Tensoactivo ST 400 ppm. ................................................43

Figura 3-11: Prueba de ángulo de contacto para tensoactivos naturales. ........................44

Figura 3-12: Curva de imbibición espontánea para tensoactivos naturales. ....................45

Figura 3-13: Efecto de los tensoactivos naturales en el número capilar...........................46

Figura 3-14: Curva de aceite recuperado para diferentes concentraciones de tensoactivo

ST. ..................................................................................................................................48

Figura 3-15: Curva de aceite recuperado para el tensoactivo ST 400 ppm. .....................49

Figura 3-16: Curvas de permeabilidad relativa antes y después de tensoactivo ST 400

ppm. ................................................................................................................................50

XIV Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de


Figura 3-17: Curva de aceite recuperado para inyección en bache de tensoactivo ST a

400 ppm. ......................................................................................................................... 51

Figura 3-18: Curva de adsorción dinámica de tensoactivo ST en medio poroso. ............ 52

Contenido XV

Lista de tablas

Pág.

Tabla 1-1: Ejemplos de tensoactivos comerciales. ............................................................5

Tabla 2-1: Condiciones de trabajo y fluidos a emplear en pruebas de desplazamiento. ..29

Tabla 2-2: Características petrofísicas de empaque de arena. ........................................30

Tabla 2-3: Características petrofísicas del núcleo NT1 ....................................................31

Tabla 3-1: Valores de CMC para tensoactivos naturales. ................................................38

Tabla 3-2: Permeabilidades efectivas antes y después de tren de tensoactivo ST. .........47

Tabla 3-3: Permeabilidades efectivas antes y después de la inyección de tensoactivo ST

400 ppm. .........................................................................................................................49

Introducción

El petróleo es una de las principales fuentes de energía que ha permitido el desarrollo de

la humanidad, su implementación y el uso de sus derivados en diferentes industrias ha

llevado a mejorar la calidad de vida de los seres humanos. Lograr extraer la mayor cantidad

de hidrocarburos del yacimiento es uno de los retos de la industria del petróleo en los

últimos años; el factor de recobro permite relacionar el volumen de fluidos que es posible

recuperar en relación a las reservas que se encuentran en el yacimiento, este parámetro

a nivel mundial oscila entre el 30 y 35% [1], [2] y para el panorama colombiano se encuentra

entre el 18 y 20 % [3], se observa así que existe una brecha entre la producción nacional

y el promedio internacional. Dentro de la dinámica de producción, la intervención de los

yacimientos mediante la implementación de diferentes técnicas de recobro mejoradas

permite reducir la saturación de hidrocarburos que aún no han sido producidas por

recuperación primaria y secundaria.

Entre las técnicas de recobro mejorado se encuentra la inyección de tensoactivos, su

principal objetivo es reducir la tensión interfacial en el sistema agua-petróleo para favorecer

el desplazamiento de las fases [4], [5]; sin embargo, la mayoría de los tensoactivos

empleados en la industria del petróleo provienen de rutas químicas, son de alto costo y

generan altos impactos ambientales. Por esta razón, han surgido nuevas fuentes de

obtención de tensoactivos, entre los que se destacan los biotensoactivos, provenientes de

la transformación de residuos industriales a partir de microorganismos y los tensoactivos

naturales, también llamados eco-tensoactivos que son extraídos de plantas [6], [7].

En los últimos años, se han desarrollado investigaciones enfocadas en la implementación

de tensoactivos naturales para lograr mejorar el porcentaje de recobro de petróleo.

Principalmente, se han realizado pruebas experimentales que buscan analizar el

comportamiento de los eco-tensoactivos en la alteración de la humectabilidad y en pruebas

de recobro; entre las plantas de mayor estudio se encuentran la Zizyphus Spina-Christi [8],

[9]y Sapindus mukorossi [10]–[12], que por sus características estructurales y propiedades

tensoactivas constituyen una alternativa respecto a los tensoactivos comerciales.

2 Introducción

En esta tesis se obtuvieron extractos naturales de tres fuentes vegetales, para ser

caracterizados y evaluados en procesos de recobro mejorado de petróleo a escala de

laboratorio. El objetivo general fue evaluar la eficiencia de un eco-tensoactivo obtenido a

partir de plantas naturales en procesos de recobro mejorado; en este sentido, se

plantearon los siguientes objetivos específicos:

• Obtener eco-tensoactivos proveniente de plantas naturales.

• Determinar propiedades tensoactivas, estructurales, térmicas y superficiales del

eco-tensoactivo obtenido.

• Evaluar la efectividad del eco-tensoactivo en procesos de recobro mejorado de

petróleo, a partir de pruebas de desplazamiento sobre muestras de roca y a

condiciones de yacimiento.

1. Generalidades

En este capítulo, se aborda la discusión general de los tensoactivos, se hace referencia a

las propiedades que presentan, los procesos de recuperación que dan lugar a la inyección

de tensoactivos en procesos de recobro mejorado de petróleo y un panorama sobre la

implementación de tensoactivos naturales como alternativa a los tensoactivos comerciales.

1.1 Tensoactivos

Los tensoactivos son compuestos usualmente orgánicos, se caracterizan por ser de

naturaleza anfifílica (ver Figura 1-1), dado que en su estructura molecular se encuentran

dos grupos, uno hidrofílico de carácter polar, denominado “cabeza”; y el otro hidrofóbico

afín a sustancias de carácter no polar conocido como “cola” [13].

Figura 1-1: Estructura básica de un tensoactivo.

La parte hidrofóbica normalmente se encuentra conformada por cadenas hidrocarbonadas,

que en algunos puede tener presencia de halógenos u oxígeno. En el grupo hidrofílico es

posible encontrar grupos iónicos o estructuras altamente polares.

4 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de


1.1.1 Clasificación de los tensoactivos

Dependiendo de la naturaleza del grupo hidrofílico los tensoactivos se pueden clasificar

en: aniónicos, catiónicos, no iónicos y anfóteros [4], [14], [15].

Tensoactivos aniónicos

Estos compuestos poseen grupos funcionales que al disociarse en fase acuosa producen

iones con carga negativa, los grupos polares que están presentes en su estructura son los

sulfonatos (-SO3-), sulfatos (-SO4

2-), carboxilatos (-COO-), y fosfatos (-PO43-). Los cationes

asociados a estos grupos polares son sodio, potasio, calcio, bario y magnesio, en otros

casos también es posible encontrar amoniaco o iones de amonio que contribuyen a la

solubilidad en agua o aceite. Por sus propiedades son empleados como solubilizantes,

emulsificantes o detergentes; es por esta razón que son los tensoactivos que se producen

en mayor cantidad. Algunos de los tensoactivos aniónicos más representativos son los

detergentes comerciales como los alquil benceno sulfonatos y los tensoactivos empleados

en la industria cosmética como el dodecilsulfato de sodio.

Tensoactivos catiónicos

Estos tensoactivos se caracterizan porque al estar en solución acuosa, generan iones con

densidad de carga positiva, usualmente la carga es aportada por compuestos

hidrogenados como la sal de amina grasa y sal de amonio cuaternario, que se encuentran

asociados a haluros. Por su naturaleza no son compatibles con los tensoactivos aniónicos;

sin embargo, presentan afinidad con tensoactivos aniónicos o anfóteros. Además, estos

compuestos son de alto costo de producción; por lo cual, su uso se destina para

aplicaciones específicas, como su implementación en inhibidores de corrosión.

Tensoactivos no iónicos

Este tipo de tensoactivos contrario a los aniónicos y catiónicos que presentan una carga

definida en la parte hidrofílica, carecen de carga en solución acuosa. Estos compuestos

adquieren propiedades hidrofílicas debido a la presencia de alcoholes, éteres, fenoles y

amidas en el grupo polar de la molécula. En este grupo se destacan los tensoactivos no

iónicos de alcoholes lineales y alquil fenoles etoxilados, esteres de ácidos grasos y algunos

derivados de amidas y aminas; además, se destacan los obtenidos por acción microbiana,

denominados biotensoactivos y los tensoactivos naturales principalmente extraídos de

Capítulo 1 5

fuentes vegetales. Por sus propiedades y su versatilidad han sido utilizados en síntesis

orgánica, en campos de la microbiología y algunos campos de la ciencia y la tecnología.

Tensoactivos anfóteros

También conocidas como tensoactivos Zwitteriónicos, su principal característica es que en

su estructura molecular se encuentra un grupo funcional aniónico y el otro catiónico

haciendo parte del grupo hidrofílico del compuesto. Dependiendo del pH de la solución

tomará mayor protagonismo uno respecto al otro; así, para un medio ácido el grupo

funcional que actuará será el catiónico, mientras que en un medio básico será el

componente aniónico; debido a esta propiedad han sido usados en la industria

farmacéutica y cosmética.

Los tensoactivos se han usado en diferentes industrias, teniendo en cuenta la naturaleza

y sus principales propiedades, la Tabla 1-1 presenta algunos ejemplos de los tensoactivos

comerciales que se encuentran en el mercado.

Tabla 1-1: Ejemplos de tensoactivos comerciales.

Tensoactivo Naturaleza Estructura

Dodecilsulfato de

sodio (SDS) Aniónico

CH3 OS

O–

OO

Na+

Bromuro de

cetiltrimetilamonio

(CTAB)

Catiónico N

+

CH3CH3

CH3

CH3

Br–

Decil glucósido No iónico

Dodecil betaína Anfótero



1.1.2 Tensoactivos de origen natural

Tradicionalmente se conoce la existencia de materiales vegetales que poseen la capacidad

de reducir la tensión superficial al ser diluidos en solución acuosa; ahora, por sus

características, principalmente por generar espuma, han sido usados en labores del hogar

remplazando a los jabones comerciales. Este comportamiento se asocia a la presencia de

saponinas en la planta, lo que le confiere características similares a las de un tensoactivo

convencional.

Las saponinas son metabolitos secundarios que se encuentran en una gran cantidad de

plantas [16], sus moléculas se caracterizan por tener una aglicona de carácter hidrofóbico

y una parte hidrofílica compuesta por azucares y carbohidratos [17], esta distribución hace

que las saponinas sean compuestos de naturaleza anfifílica, similar a los tensoactivos.

Dependiendo de las características de la aglicona (también llamada sapogenina), las

saponinas pueden ser clasificadas como saponinas esteroidales o saponinas triterpénicas

[18], cuando tienen 27 carbonos y 30 carbonos en su estructura, respectivamente. Por sus

propiedades las saponinas han sido implementadas principalmente para la industria

farmacéutica y la industria alimenticia. En la Figura 1-2 se puede observar la estructura de

las saponinas mencionadas [11].

Capítulo 1 7

Figura 1-2: Estructura de las saponinas, A. saponina triterpénica y B. saponina esteroidal.

A.

B.

Cheok et al. [18] realizan un recuento de investigaciones que se han adelantado en la

implementación de saponinas, en su estudio se dan a conocer diferentes tipos de plantas

con contenidos de saponinas; así mismo, dan a conocer las principales técnicas de

obtención y los mecanismos de cuantificación.

En general, el principio de obtención de saponinas inicia con la extracción mediante el uso

de solventes alcohólicos. Dependiendo de la cantidad de solvente y al tiempo de duración

del procedimiento, la extracción de saponinas se puede realizar de tipo convencional o

extracción verde.

La extracción convencional, se caracteriza por utilizar gran cantidad de solvente, entre las

principales técnicas se tiene: la maceración, reflujo, extracción soxhlet y la combinación de

las técnicas anteriores, que busca principalmente lograr un extracto de mayor pureza.

Así mismo, la extracción verde, adquiere su nombre dado que la cantidad de solvente

usado respecto a los procedimientos convencionales es menor, lo que presenta menores



impactos ambientales; la extracción asistida por microondas y la Extracción Asistida por

Ultrasonido (EAU) son métodos utilizados para este tipo de clasificación [18].

1.2 Recuperación mejorada de petróleo

La recuperación terciaria, también conocida por sus siglas en inglés como EOR, se lleva a

cabo comúnmente en yacimientos de crudos pesado y en procesos de optimización de

recobro secundario [19]. Los parámetros a tener en cuenta en este tipo de procedimientos

son la eficiencia de barrido y la saturación residual de aceite; debido a que un aumento en

el desplazamiento de hidrocarburos hacia la cara del pozo y una mejora en la movilidad de

las fases, darán como resultado una reducción en la cantidad de petróleo remanente de la

formación [20]. A grandes rasgos, dentro de las técnicas empleadas en procesos EOR se

encuentra el recobro térmico, la inyección de gases y el recobro químico.

El recobro térmico busca mejorar la capacidad de flujo del crudo por acción de la

temperatura, este tipo de procedimiento se realiza en yacimientos de crudo pesado, donde

por el calentamiento se reduce la viscosidad del crudo, facilitando así el desplazamiento

de fluidos hacia la cara del pozo [21], [22]. La inyección de vapor, inyección de agua

caliente [23] y la combustión en sitio [24] son las principales técnicas que se destacan en

esta categoría. La inyección de gases tiene como objetivo mejorar el desplazamiento de

fluido en las zonas microscópicas de la formación; los gases inyectados pueden ser

nitrógeno o dióxido de carbono [25], [26], siendo este último el más implementado; sin

embargo, este tipo de procedimientos presenta desventajas debido a los altos costos y

baja disponibilidad en campo.

El conjunto de técnicas empleadas en el recobro químico tienen el objetivo de actuar

directamente en la interacción de los fluidos con la roca o entre los fluidos presentes en la

formación con los que se pretenden inyectar, fundamentalmente están diseñados para

mejorar la eficiencia de barrido microscópica y macroscópica de la formación [27]–[30]. La

inyección de polímeros, tensoactivos, geles y álcalis son algunos ejemplos más

representativos de este tipo en esta categoría. Los polímeros como la poliacrilamida

buscan dar mayor viscosidad al agua de inyección para mejorar el barrido macroscópico

de la formación [31], [32]. La inyección de tensoactivos tiene como principal finalidad

reducir la tensión interfacial del sistema agua y aceite para favorecer la movilidad de cada

Capítulo 1 9

una de las fases [4], [33]. En la Figura 1-3, se presenta el panorama general de los tipos

de recuperación de petróleo que se consideran en la vida productiva de un yacimiento.

Figura 1-3: Tipos de recuperación de petróleo.

Recuperación primaria

Flujo Natural Levantamiento artificial

Recuperación secundaria

Inyección de agua Inyección de gas

Recuperación terciaria (EOR)

Térmico OtrosGases Químicos

Inyección de vapor,Inyección de agua

caliente,Combustión en sitio

CO2,NO2,

WAG,Gases de

combustión

Polímeros (P), Tensoactivos (T),

Alcalis (A),AP/TP/ATP

Espumas/geles

MicroorganismosEmulsionesVibrosismica

1.2.1 Mecanismos de desplazamiento en procesos EOR

Las técnicas EOR se encuentran diseñadas para incrementar la recuperación de

hidrocarburos mediante la inyección al yacimiento de agua tratada u otros fluidos. Su

objetivo es mejorar la eficiencia de desplazamiento a escala macroscópica y microscópica,

tal como se ilustran en la Figura 1-4. La escala macroscópica aborda la eficiencia de barrido

entre pozos y considera el entrampamiento de los hidrocarburos por la heterogeneidad e

ineficiencias estructurales de la formación [34]. La inyección de geles de dispersión



coloidal, espumas y polímeros son tecnologías implementadas para mejorar el recobro

macroscópico.

Figura 1-4: Desplazamiento microscópico y macroscópico en yacimiento.

Por otro lado, el desplazamiento microscópico centra su análisis en la escala de poro,

donde se considera que el petróleo queda atrapado en pequeños glóbulos en el espacio

poroso de la formación [13], [34]; este fenómeno se presenta debido a que las fuerzas

capilares son superiores a las fuerzas viscosas de los fluidos. El número capilar 𝑁𝑐, es una

expresión adimensional que permite relacionar estas dos fuerzas y se define con la

siguiente expresión [35].

𝑁𝑐 = 𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑎𝑠

𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠=

𝑣𝜇𝑤

𝜎𝑜𝑤 cos 𝜃

Donde, 𝑣 es la velocidad de la salmuera, 𝜇𝑤 es la viscosidad de la salmuera, 𝜎𝑜𝑤 es la

tensión interfacial entre el agua aceite y 𝜃 es el ángulo de contacto entre la fase

humectante y la roca. Este ángulo da cuenta de la preferencia de la roca a ser humectada

por una de las fases, propiedad conocida como humectabilidad o mojabilidad [36]. Cabe

resaltar que, con la implementación de los procesos EOR se busca incrementar el número

capilar, una de las alternativas es reducir la tensión interfacial del sistema agua-aceite

Capítulo 1 11

mediante la inyección de tensoactivos, permitiendo así reducir las fuerzas capilares que se

presentan a escala de poro [37].

1.3 Inyección de tensoactivos

La inyección de tensoactivos como técnica de EOR, ha sido ampliamente utilizada en la

industria del petróleo, con el fin de lograr recuperar mayor cantidad de reservas que no

fueron extraídas por métodos convencionales y secundarios [20]–[22]. En la Figura 1-5 A.

se presenta un sistema líquido-líquido donde el tensoactivo actuará en la interfase

reduciendo la tensión interfacial entre los fluidos; al considerar la presencia de agua y

petróleo en el yacimiento, la cabeza del tensoactivo buscará relacionarse con el agua y su

cola con el petróleo [5]. El mecanismo de recuperación de petróleo por parte del

tensoactivo se observa en la Figura 1-5 B. la reducción en la tensión interfacial permite el

desplazamiento del aceite a través de las gargantas de poro al superar las fuerzas

capilares.

Figura 1-5: Tensoactivo, A. Naturaleza del tensoactivo, B. Proceso de recuperación.

1.4 Uso de tensoactivos en la industria de petróleo

La mayoría de tensoactivos utilizados en la industria de petróleo provienen de síntesis

química [41]. Dymond et al. [42] diseñaron un proyecto piloto para incrementar las tasas



de inyección de agua para el campo Magnus en el Mar del Norte, analizaron diferentes

alternativas, en el desarrollo del proyecto se estudiaron consideraciones de diseño,

pruebas preliminares en laboratorio, aplicación de la técnica en campo y posterior

monitoreo para verificar la efectividad del tensoactivo sobre la inyección de agua.

Finalmente, después de aplicar el tratamiento en campo se logró obtener una mejora

aproximada del 15% de inyectividad.

Por otro lado, Lakatos et al. [30] estudiaron los aspectos generales e ingenieriles de la

aplicación de tensoactivos no iónicos para procesos químicos de recuperación mejorada

de petróleo; además, presentan un amplio estudio sobre la implementación de nonil-

fenoles etoxilados como alternativa para lograr aumentar el factor de recobro de

yacimientos de hidrocarburos. Amirpour et al. [17], desarrollaron una investigación puntual

sobre el uso de tensoactivos no iónicos en la industria del petróleo, a través de un diseño

experimental analizaron el comportamiento de humectabilidad en una arenisca y un

carbonato en presencia de dos tensoactivos, finalmente con pruebas de presión capilar y

ángulo de contacto lograron determinar que cuando los medios rocosos cambiaron de ser

humectables al agua a ser humectables al aceite se lograba recuperar mayor cantidad de

aceite.

En campos de petróleo y gas es necesario utilizar tubería y líneas de transporte que logren

llevar los hidrocarburos a las plantas de tratamiento, la corrosión de tuberías y líneas

constituyen uno de los problemas a mitigar en las locaciones de los pozos; Hegazy et al.

[43] realizaron la evaluación de tres tensoactivos catiónicos como inhibidores de la

corrosión, encontraron que la eficiencia de inhibición es directamente proporcional al

aumento de la concentración del producto, al aumento del tiempo de exposición y al

incremento de la temperatura.

Gao et al. [44] caracterizaron siete diferentes compuestos aniónicos como posibles

tensoactivos para su uso en la industria del petróleo, realizaron el análisis de tensión

interfacial, con una serie propiedades para determinar el comportamiento de fase y

pruebas de adsorción estática en el sistema sólido-líquido. En algunos casos, provienen

de la transformación de residuos industriales a partir del uso de microrganismos, este tipo

particular de compuesto se denomina comúnmente biotensoactivo [26], [27].

Capítulo 1 13

En algunos casos la presencia de tensoactivos logra mejorar la efectividad de técnicas

convencionales de recuperación EOR, la inyección alternada de agua y gas (WAG, por sus

siglas en inglés), es una de las estrategias empleadas para obtener una mayor

recuperación de crudo pues permite mejorar el barrido de las áreas macro y microscópicas

de la formación [46], [47]. Behzadi et al. [29], realizaron el estudio de la implementación de

WAG partiendo de la combinación de inyección miscible de CO2 con la inyección de agua

modificada con polímeros y tensoactivos alcalinos, esta propuesta se realizó con el fin de

mejorar el control de la movilidad del frente generado por el WAG dado que para crudos

con viscosidades medias y altas se genera canalización de los fluidos y por tanto, el

método pierde factibilidad. La presencia del polímero aumenta la viscosidad de la fase

acuosa y los tensoactivos reducen la tensión interfacial, permitiendo reducir la saturación

de aceite en la formación.

De acuerdo a las investigaciones mencionadas, se resalta que estos trabajos evalúan

principalmente tensoactivos sintéticos [48], [49]; sin embargo, la limitante más grande que

se tiene en este tipo de productos, son los altos costos y los impactos ambientales; por

esta razón, se hace necesario buscar nuevas materias primas económicamente viables

para este para este fin y que generen menores impactos ambientales.

1.4.1 Implementación de tensoactivos naturales

En la literatura se han realizado diferentes investigaciones relacionadas con el desarrollo

de tensoactivos naturales para diferentes aplicaciones [12], [50], estos estudios resaltan la

importancia de propiedades como la reducción de tensión interfacial, el valor de

concentración micelar crítica, pH y autodegradación del tensoactivo. Por otro lado,

referente a la aplicación de tensoactivos en la industria del petróleo como técnicas de

recobro mejorado se tienen las siguientes investigaciones [8], [9], [51]–[53].

Pordel et al. [8] evaluaron y compararon la efectividad del uso de un biotensoactivo

producido a partir de árboles de Zizyphus Spina-Christi al sur de Irán para alterar la

humectabilidad de las rocas húmedas en aceite y reducir la tensión interfacial. La

determinación de la tensión interfacial se realizó por medio del método de caída colgante,

se desarrollaron pruebas de inhibición para comprobar la eficiencia del tensoactivo en dos

escenarios, pruebas roca en virgen y muestras humectables al aceite. Los resultados de

la investigación evidencian las ventajas de las saponinas para ser utilizada como



tensoactivo en técnicas de recobro mejorado, en las pruebas realizadas sobre núcleos

humectables al aceite, la cantidad de petróleo recuperado fue de 16 %. Se destaca que en

un primer escenario la saturación residual de petróleo fue de 32% y con el uso del

tensoactivo natural se redujo al 12,5 %.

S.S. Shadizadeh y R. Kharrat [54] estudiaron el uso de un extracto de Matricaria

Chamomilla como tensoactivo natural en proceso de recobro mejorado de petróleo, para

evaluar la efectividad del tensoactivo se determinó la tensión interfacial entre la solución

del tensoactivo y petróleo a partir del método de caída colgante. Los resultados de tensión

interfacial evidencia que este tensoactivo puede ser utilizado en técnicas de recobro

mejorado, debido a que tiene valores muy similares a los tensoactivos sintéticos; sin

embargo, se resalta los bajos costos del material que puede ser una gran ventaja para ser

utilizado. No obstante, en la investigación no se realizan pruebas de desplazamiento en

rocas para evaluar la efectividad del tensoactivo en esta aplicación.

En este sentido, Daghlian et al. [53] estudiaron el rendimiento de un tensoactivo natural

extraído de las hojas de cedro en la alteración de humectabilidad de diferentes rocas

(calcita, dolomita y arenisca) y se compararon con tensoactivos sintéticos de diferentes

concentraciones y salinidad en salmuera. En el estudio se midieron los ángulos de contacto

en diferentes muestras de roca y se realizó la medición de la tensión interfacial por el

método de caída colgante para los tensoactivos y el petróleo crudo. Finalmente, se

investigó el rendimiento de diferentes los tensoactivos para recuperar petróleo en una

muestra de núcleo carbonatado humectada al aceite en pruebas de desplazamiento. Los

autores identificaron que el tensoactivo natural es eficiente en la alteración de la

humectabilidad de las rocas de calcita y arenisca, y su efecto es comparable con los

tensoactivos utilizados comúnmente, respecto a la aplicación del tensoactivo como fluido

de recobro se obtuvo 15 % de aumento en la recuperación de petróleo, evidenciando que

los beneficios naturales y biodegradables del cedro puede considerarse como alternativa

potencial para tensoactivos sintéticos.

Además, Barnerjee et al. [52] estudiaron el comportamiento del transporte de crudo y de

cómo los diferentes aditivos cambian la estructura del crudo, mejorando así el flujo. El agua

y el etanol se utilizaron como solvente para investigar la depresión del punto de fluidez, la

reducción de la viscosidad, la reducción de la tensión interfacial y la reducción del estrés

de rendimiento del crudo pesado. Los resultados se compararon con un tensoactivo

Capítulo 1 15

extraído naturalmente, Sapindus mukorossi. El posible mecanismo fue luego explicado por

estudios de FTIR usando crudo y su mezcla. Los autores lograron evidenciar que la

viscosidad se redujo en un 80%, el área tixotrópica en un 94,64%, el estrés en un 98% y

la tensión interfacial en un 97%. Se destaca que en este estudio se realizó un análisis del

cambio estructural y en ese sentido, la caída en la concentración de C=O, C=C y los grupos

del petróleo crudo después de la adición de tensoactivo indican que este grupo es

responsable de la viscosidad.

Relacionado con la adsorción del tensoactivo, Ahmadi et al. [51] estudiaron el

comportamiento de adsorción de Glycyrrhiza Glabra en soluciones acuosas como nuevo

agente tensoactivo no iónico que se podría implementar en para esquemas de

recuperación mejorada de petróleo en carbonatos. La adsorción se evaluó utilizando una

técnica de conductividad para la fase acuosa y se realizaron experimentos por lotes para

investigar la influencia de la dosis de adsorbato en la eficiencia de adsorción a diferentes

temperaturas. La cinética de adsorción se investigó a temperatura ambiente (27°C)

registrando la adsorción del tensoactivo en función del tiempo; además, los datos de

adsorción se examinaron con diferentes modelos de adsorción cinéticos y en equilibrio.

Los resultados evidencian que la adsorción de tensoactivo en carbonato hace que la dosis

alcance una micelización mucho mayor que la de un sistema acuoso sin carbonato, debido

a las fuerzas de atracción del tensoactivo (carga negativa) y el carbonato (cargas

positivas).

1.5 Desplazamiento en medios porosos

El desarrollo de pruebas de desplazamiento a escala de laboratorio busca caracterizar y

comprender la dinámica de flujo sobre el medio poroso. Estos ensayos permiten evaluar

el desempeño de tecnologías de recobro teniendo en cuenta el seguimiento de las

propiedades petrofísicas al considerar la interacción roca-fluido bajo condiciones de

yacimiento. La permeabilidad (K), es la propiedad que expresa la capacidad del medio

poroso para permitir flujo a través de él, Darcy [55] propuso una expresión matemática

para conocer la relación entre la muestra de roca y el fluido que la atraviesa. Para pruebas

de laboratorio son consideradas las dimensiones del núcleo, la viscosidad del fluido, la

ecuación es la siguiente:



K = 245.6μ∆L

A∗

q

∆P

Donde:

μ: Viscosidad del fluido (cP).

∆L: Longitud del medio poroso (cm).

A: Área transversal del medio poroso (cm2).

q: Caudal del sistema (cm3/min).

∆P: Delta de presión del sistema (PSI).

K: Permeabilidad (mD).

Para determinar la permeabilidad a nivel de laboratorio basta con fijar una de las dos

variables (caudal o presión) y analizar el comportamiento de la otra. La unidad de la

permeabilidad es el miliDarcy (mD).

Existen tres tipos de permeabilidad; la permeabilidad absoluta donde el medio poroso se

encuentra saturado 100 % de salmuera, la permeabilidad efectiva donde la muestra de

roca tiene una saturación residual de un fluido y a través de ella está fluyendo otra, como

la permeabilidad efectiva al aceite que se determina cuando hay flujo de aceite y la roca

tiene una saturación de salmuera y la permeabilidad relativa que tiene en cuenta la relación

de una permeabilidad efectiva respecto a una permeabilidad base. Las curvas de

permeabilidad relativa permiten profundizar en el comportamiento del desplazamiento bajo

condiciones de flujo bifásico, además de considerar puntualmente los estados de

saturación y la humectabilidad del medio poroso [56]. EL método mayormente empleado

para la construcción de curvas de permeabilidad relativa es el propuesto por E. F. Johnson,

D. P. Bossler y V. O. Naumann y es conocido como el método JBN.

Capítulo 1 17

Figura 1-6: Curvas de permeabilidad relativa para un sistema humectado por agua.

En la Figura 1-6 se presentan las curvas de permeabilidad relativa para una muestra de

roca que se encuentra humectable al agua; es decir, que la roca presenta preferencia a

ser mojada por la fase acuosa. A partir de estas curvas es posible determinar las

saturaciones residuales tanto para el agua como para el aceite, además de realizar el

seguimiento a la movilidad de cada una de las fases.

2. Metodología

2.1 Obtención de extractos ricos en saponinas

En el presente estudio se obtuvieron extractos semipurificados de tres especies vegetales

con contenido de saponinas, Sapindus saponaria, Solanum torvum y Furcreae sp.

La Sapindus saponaria, pertenece a la familia Sapindaceae y en Colombia se conoce

coloquialmente como jaboncillo, parapara, chambimbe, entre otros. Esta especie se

encuentra desde bosque el bosque húmedo tropical hasta el bosque seco tropical, es un

árbol que puede alcanzar hasta los 20 metros de altura y crece entre los 0 a 1800 metros

sobre el nivel del mar [57]. Sus frutos son bayas que al madurar son color marrón y

contienen en su interior una semilla negra redonda, el pericarpio y el mucilago contiene

gran cantidad de saponinas.

La especie Solanum torvum, es un arbusto que puede llegar hasta una altura de 3 metros,

pertenece a la familia Solanaceae, se conoce comúnmente como friega-platos, por su

capacidad de generar espuma. Crece entre los 325 y 1600 metros sobre el nivel de mar.

Sus frutos con de color verde a amarillo, en su interior se encuentran semillas redondas

de color blanco [58].

La tercera planta en estudio fue la especie Furcreae sp, esta una planta que pertenece a

la familia Agavaceae, crece principalmente en las regiones andinas entre los 1300 y 1900

metros sobre el nivel del mar. Conocida comúnmente como fique y ampliamente usada

como fibra para la fabricación de empaques [59].

Se implementaron dos procedimientos para la obtención de los extractos ricos en

saponinas, el primero fue a partir del método del Soxhlet, uno de los métodos

convencionales y, por otro lado, se realizó la Extracción Asistida por Ultrasonido (EAU),

una de las nuevas tecnologías que reduce el tiempo de extracción. Para las dos estrategias

se empleó el método de solvente, usando el metanol para lograr separar compuestos

polares de la materia prima vegetal.

20 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos

de recobro mejorado de petróleo

2.1.1 Adecuación de materia prima

El proceso de adecuación de las plantas es diferente para cada una de ellas. En cuanto a

Sapindus saponaria, la extracción se realizó con el pericarpio de la fruta, para la muestra

de Solanum torvum se trabajó con la totalidad de la baya, incluyendo semillas y mucílago;

cada una de estas muestras se llevaron a proceso de secado a 70 °C y posteriormente se

trituraron. Por otro lado, para el Fique se usó la combinación entre el bagazo y el jugo de

las hojas, no se realizó secado ni tampoco se trituró la muestra. Cabe resaltar que

previamente se realizó la selección de los mejores frutos y hojas, descartando aquellos

que presentaron enfermedades o laceraciones.

2.1.2 Extracción alcohólica

Soxhlet. Este procedimiento se realizó según lo planteado por Wójciak-Kosior et al. [60]

con algunas modificaciones, se usó un montaje convencional para extracción con soxhlet

de 130 mL (balón, cámara de extracción, condensador y manta de calentamiento), la

muestra se colocó en un dedal y el metanol (grado analítico) en el balón con una relación

de 1:7 muestra-solvente, ver Figura 2-1 A. La temperatura se fijó en 80°C y el proceso

finalizó a las 24 horas. Posteriormente, se procedió a concentrar la sustancia de interés

con la eliminación del solvente utilizando el rotaevaporador, el extracto obtenido se llevó a

la estufa para secado a 70°C.

Extracción asistida por ultrasonido. Siguiendo la metodología planteada por Wu et al.

[61] se empleó el equipo de baño de ultrasonido Elmasonic E30H con una frecuencia de

50/60 Hz, la muestra y el metanol fueron colocados en un balón de 125 mL debidamente

sellado, la extracción se realizó por 2 horas a temperatura ambiente, ver Figura 2-1 B.

Seguidamente, se procedió a filtrar la mezcla para separar las partículas sólidas con papel

filtro y bomba de vacío, la solución líquida se llevó a un rotaevaporador con el fin de retirar

el solvente y concentrar el extracto; posteriormente, la muestra fue llevada a secado a

70°C.

Metodología 21

Figura 2-1: Montajes para la obtención de extractos ricos en saponinas.

Agua salida

Agua entrada

A.

B.

2.1.3 Desengrase

Para retirar compuestos apolares de los extractos obtenidos, se realizó la extracción

líquido-líquido con hexano para cada uno de ellos. Se inició con la dilución en agua

destilada para facilitar su manipulación; seguidamente, la solución se llevó a un embudo

separador en una relación 1:1 con hexano grado analítico, después de 12 horas se

procedió a realizar la separación. Se concentró el extracto mediante secado en estufa a

70°C y finalmente se almacenó.

2.2 Caracterización

Una vez obtenido el extracto con saponinas procedente de cada una de las plantas

evaluadas, se realizaron pruebas de caracterización, con el objetivo de verificar el

comportamiento de un tensoactivo.



2.2.1 Concentración micelar crítica

La concentración micelar crítica permite determinar la concentración mínima de

tensoactivo en la cual las moléculas pasan a formar micelas [39]. Esta característica se

puede determinar con el cambio en el comportamiento de una propiedad debido a la

variación de concentración de tensoactivo; por ejemplo, con medidas de conductividad, de

tensión superficial, por espectrofotometría, entre otras. La CMC se determinó a partir de

pruebas de tensión superficial e interfacial en un tensiómetro KRÜSS GmbH, por medio

del método del anillo de Du Nouy, siguiendo los procedimientos planteados por Sharma y

Shah [13] con ciertas modificaciones. Para la tensión superficial se usó agua destilada

como fluido base para la preparación de diferentes concentraciones de tensoactivos. En

cuanto a la tensión interfacial se realizó el análisis en un sistema con el tensoactivo en fase

acuosa y un aceite de 20°API. Las medidas se determinaron por triplicado y las

concentraciones del extracto para las dos pruebas y los tres tensoactivos fueron 0, 10, 100,

500, 1000, 3000 y 5000 ppm.

2.2.2 Espectroscopía Infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR)

Para determinar los grupos funcionales que se encuentran presentes en cada uno de los

extractos obtenidos, se realizó la medida del espectro infrarrojo en el equipo IRTracer-100

de Shimadzu, usando el método del pastillero con KBr con aproximadamente 0,050 g de

eco-tensoactivo. Los parámetros de medición fueron: intervalo de longitud de onda 4000 a

600 cm-1, resolución de 2 cm-1 y 8 número de scans. Este análisis fue realizado siguiendo

el procedimiento planteado por Samal et al. [62].

Metodología 23

2.2.3 Análisis Termogravimétrico (TGA)

El análisis termogravimétrico es importante para conocer el efecto de la temperatura en la

estabilidad de los tensoactivos. Las pruebas fueron realizadas en el equipo SDT Q600,

usando una cantidad aproximada de 3,1 mg, se inició el calentamiento de la muestra desde

30°C hasta llegar a los 800 °C a razón de 5°C/min, el flujo de nitrógeno, que fue el gas de

arrastre, se fijó en 100 mL/min.

2.2.4 Balance Hidrofílico – Lipofílico (HLB)

El procedimiento para estimar el Balance Hidrofílico – Lipofílico se realizó por el método

planteado por Chun y Martin [63]; para ello, se determinó el valor de la tensión interfacial

entre el tolueno y agua con 0,1% wt de tensoactivo y posteriormente se calculó el HLB con

la siguiente ecuación,

𝐻𝐿𝐵 = −(𝛾 − 45,7)

2,36

Donde, 𝐻𝐿𝐵 Balance Hidrofílico - Lipofílico, 𝛾 es la tensión interfacial entre el tolueno y la

solución 0,1% de tensoactivo en agua desionizada, las constantes son los valores de ajuste

que permiten relacionar la tensión interfacial con el HLB de los tensoactivos evaluados.

2.2.5 Cuantificación de saponinas

Previo a la realización de las pruebas de cuantificación de saponinas, se llevaron a cabo

dos pruebas cualitativas para confirmar que los extractos tienen contenido de saponinas.

Inicialmente se realizó un procedimiento simple para verificar la formación de espumas,

siendo esta una de las características de las soluciones de tensoactivos, se siguió la

metodología planteada por Ncube et al [64]; donde, soluciones de 2 mililitros de agua



desionizada y 0,1 g de la muestra dispuesta en tubos de ensayo fueron agitatas

vigorosamente durante 2 minutos, con el objetivo de evidenciar la formación de una

columna de espuma. La aparición de espuma estable sobre la superficie del líquido durante

al menos 15 minutos, indica la presencia de saponinas en los extractos obtenidos.

Así mismo, se llevaron a cabo pruebas usando la reacción de Liebermann-Burchard, que

es una reacción de colorimetría que permite la identificación de saponinas esteroidales y

triterpénicas. Si el color resultante va desde el azul hasta el verde corresponde a saponinas

esteroidales; mientras que, si se manifiesta un color rosado, rojo o violeta, es positivo para

saponinas triterpénicas. Para el procedimiento se tomó una pequeña cantidad del polvo de

los extractos y se llevaron a una mezcla 1:1 de anhidro acético y cloroformo,

posteriormente se agregaron 3 gotas de ácido sulfúrico concentrado y se realizó el

seguimiento a los cambios en coloración [65].

La identificación cuantitativa de saponinas en los extractos fue determinada por

espectrofotometría, en este procedimiento se realiza la oxidación de saponinas

triterpénicas con vainillina y ácido sulfúrico, siguiendo la metodología planteada por Guo

et al. [7] con algunas modificaciones. A partir de una solución de ácido oleanólico (estándar

de saponinas) de 1000 ppm en metanol, se prepararon diferentes concentraciones de

solución estándar 0, 1, 5, 10, 50, 100, 500, 1000 ppm y se mezcló cada una de ellas con

una solución de vainillina 0,5% en ácido sulfúrico de 72% en una relación 1:1,5 en volumen.

Seguidamente, las muestras fueron llevadas a incubar a 60 °C por 10 minutos y

posteriormente se enfriaron en un baño de agua fría por 15 minutos. Se determinó la

longitud de onda del pico de máxima absorbancia en el rango de 200 a 700 nm para 1000

ppm usando un espectrofotómetro; para las demás concentraciones se determinó la

absorbancia a la longitud de onda anteriormente determinada y de esta manera se

construyó la curva de calibración del estándar de saponinas.

Para encontrar la concentración relativa de saponinas de los extractos se procedió a

mezclar el tensoactivo a 300 ppm en metanol con la solución de vainillina y ácido sulfúrico

a razón 1:1,5 y se siguió el mismo procedimiento descrito anteriormente. Finalmente, con

el valor de absorbancia para cada tensoactivo y la ecuación del estándar, se calculó la

concentración equivalente de saponinas en los extractos.

Metodología 25

2.3 Evaluación

La evaluación de los tensoactivos como alternativas en procesos de recobro mejorado de

petróleo se desarrolló en dos fases. En la primera se realizaron pruebas de ángulo de

contacto y de imbibición espontanea, para analizar la alteración de la humectabilidad y en

la segunda fase se ejecutaron pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento,

destinadas a conocer el efecto del producto en la inyectividad, movilidad de las fases,

recobro incremental y adsorción del tensoactivo en el medio poroso. A continuación, se

presentan los procedimientos para cada una de las pruebas.

2.3.1 Pruebas de ángulo de contacto

Se realizaron pruebas de ángulo de contacto para determinar cualitativamente la alteración

de la humectabilidad. Básicamente, para ángulos inferiores a 80° se infiere que la muestra

es humectable al fluido, si el ángulo oscila entre los 80 y 100° se considera una

humectabilidad mixta y para ángulos superiores a 110° el medio poroso no es humectable

a esa fase (ver Figura 2-2). Se tomó como referencia el procedimiento realizado por

Giraldo et al [66] y se hicieron algunas modificaciones; a partir de muestras de roca

humectables al aceite y dispuestas horizontalmente, se dejó caer una gota de fluido (agua

y aceite) para determinar visualmente el ángulo que genera cada uno. Posteriormente, las

muestras se sumergieron en la solución de tensoactivo durante 12 horas y se determinó

nuevamente el ángulo de contacto y se compararon los dos escenarios, antes y después

de que la muestra entre en contacto con el producto. Este procedimiento se realizó para

los tres tipos de tensoactivos.



Figura 2-2: Representación para determinar ángulo de contacto.

2.3.2 Pruebas de imbibición espontánea

Adicionalmente, se analizó la alteración de la humectabilidad con pruebas de imbibición

espontánea (ver montaje Figura 2-3) siguiendo el protocolo de Giraldo et al. [66], donde la

muestra de roca se suspendió de una balanza electrónica y se sumergió completamente

en agua desionizada, con el objetivo de registrar el cambio en la masa adquirida por la

roca en función del tiempo; el proceso de imbibición finaliza cuando la masa permanece

constante. Seguidamente, la muestra de roca se llevó por 12 horas a la solución de

tensoactivo, se secó y se realizó nuevamente la prueba de imbibición espontanea, para

tener así un escenario comparativo.

Metodología 27

Figura 2-3: Montaje prueba de imbibición espontánea.

Balanza analítica

Cable

Beaker

Muestra

2.3.3 Pruebas de desplazamiento en muestras de roca

Las pruebas de desplazamiento son una herramienta para determinación de la efectividad

de tecnologías de recobro; debido a que, se involucra la interacción roca-fluidos y es

posible desarrollar el seguimiento de las principales propiedades petrofísicas del sistema

a condiciones de yacimiento. El equipo utilizado se presenta en la Figura 2-4; a

continuación, se detalla cada uno de los sistemas en los que se divide el montaje:

Sistema de inyección: cuenta con una bomba de desplazamiento positivo que fija el

caudal de inyección entre 0,004 y 16 cm3/min y transfiere su energía al fluido a inyectar

(aceite, salmuera o tensoactivo) que se encuentra en un cilindro de desplazamiento; lo dos

fluidos son separados por un pintón flotante y con este arreglo se garantiza que el crudo,

salmuera o tratamientos lleguen a la muestra de roca.

Sistema de temperatura: Para este sistema se usa un horno de calentamiento que

alcanza hasta 150°C y busca simular la temperatura del yacimiento. Dentro del horno se

ubican el portamuestras (equipo donde se ubica la muestra de roca) y los cilindros de

inyección, para garantizar que tanto el núcleo como los fluidos se encuentren a la condición

de temperatura.



Sistema de sobrecarga: Con este sistema se genera la condición de esfuerzos a la cual

se encuentra sometida la muestra de roca; justamente, es la presión a la que se encuentra

sometido el medio poroso por la columna de rocas superpuestas desde la superficie.

Sistema de contrapresión: con este montaje se busca emular la condición de presión a

la que se encuentran los fluidos en el yacimiento. Se ubica a la salida del sistema, genera

oposición al flujo y una vez la restricción sea superada, el fluido saldrá del sistema.

Sistema de adquisición de datos: Con el fin de realizar el seguimiento en tiempo real del

desarrollo de la prueba, se ha dispuesto de un medidor de presión diferencial que permite

registrar la caída de presión cuando los fluidos pasan a través de la muestra de roca.

Figura 2-4: Montaje experimental para las pruebas de desplazamiento.

Se realizaron tres pruebas de desplazamiento; inicialmente, se ejecutó la prueba de

eficiencia de desplazamiento a diferentes concentraciones de tensoactivo; seguidamente,

a partir de la mejor concentración de la prueba anterior, se realizó un nuevo

desplazamiento en un empaque de arena con mayor volumen poroso y por último se

realizó el protocolo de evaluación en sistema lineal considerando la realización de curvas

Metodología 29

de permeabilidad relativa. Las condiciones de trabajo y los fluidos usados en el desarrollo

de las pruebas de desplazamiento se presentan en la Tabla 2-1.

Tabla 2-1: Condiciones de trabajo y fluidos a emplear en pruebas de desplazamiento.

Temperatura (°C) 80

Presión de sobrecarga (psi) 2500

Presión de poro (psi) 500

Caudal líquido (cm3/min) 0,3

Salmuera sintética 5000 ppm de NaCl

Crudo Crudo de 20°API

Prueba de eficiencia de desplazamiento a diferentes concentraciones.

El protocolo de esta prueba siguió los siguientes pasos: 1) Preparación del medio poroso,

se lavó arena Ottawa con HCl 5%, se dejó secar durante 8 horas a 90 °C, se tamizó y se

construyó el empaque de arena 45% de malla 30/50, 45% malla 100/140 y 10% de finos;

las características del núcleo artificial se muestran en la Tabla 2-2, 2) inyección de 10

volúmenes porosos (VP) de salmuera sintética, determinar la permeabilidad absoluta

(Kabs), 3) inyección de 10 VP de aceite, determinar permeabilidad efectiva al aceite (Ko)

a saturación residual de aceite (Swr), 4) inyección de salmuera, construir curva de recobro

base y determinar permeabilidad efectiva al agua (Kw) a saturación residual de aceite

(Sor), 5) inyección de tensoactivo a diferentes concentraciones, 10, 100, 500 y 1000 ppm,

determinar recobro incremental para cada uno, 6) inyección de 10 VP de aceite, determinar

Ko después de tren de tensoactivo, 7) inyección de 10 VP de salmuera, determinar Kw

después de tren de tensoactivo.



Tabla 2-2: Características petrofísicas de empaque de arena.

Código Muestra EA1

Longitud (cm) 6,96

Diámetro (cm) 3,8

Volumen poroso (cm3) 15,6

Porosidad 15%

Prueba de eficiencia de desplazamiento

Para esta prueba se utilizó un empaque de arena de 60 cm de longitud y 2,54 cm de

diámetro, por la configuración del portamuestras no es posible simular las presiones de

sobrecarga; sin embargo, se obtienen mayores volúmenes porosos. El procedimiento que

se desarrolló en este ensayo tuvo los siguientes pasos: 1) Preparación del medio poroso,

se lavó arena Ottawa con HCl 5%, se dejó secar durante 8 horas a 90 °C, se tamizó y se

realizó una mezcla de arena con 45% de malla 30/50, 45% malla 100/140 y 10% de finos;

la muestra de roca presentó un volumen poroso de 70 cm3 y una porosidad de 22% , 2)

inyección de 5 VP de salmuera sintética, determinar la permeabilidad absoluta (Kabs), 3)

inyección de 5 VP de aceite, determinar Ko a Swr, 4) inyección de salmuera, construir

curva de recobro base y determinar Kw a Sor, 5) inyección de tensoactivo a concentración

definida, determinar recobro incremental, 6) inyección de 5 VP de aceite, determinar Ko

después de tren de tensoactivo, 7) inyección de 10 VP de salmuera, determinar Kw

después de tren de tensoactivo.

Prueba de desplazamiento con curvas de permeabilidad relativa en núcleo

Finalmente, se realizó una prueba de desplazamiento en un núcleo matricial siguiendo los

procedimientos planteados por Restrepo et al [67] con algunas modificaciones, el objetivo

fue analizar más a fondo la interacción del tensoactivo con el medio poroso, el protocolo

de trabajo se numera a continuación: 1) Preparación del medio poroso, se lavó con tolueno

y metanol, posteriormente se dejó secar durante 8 horas a 90 °C, las principales

características petrofísicas se muestran en laTabla 2-3, 2) inyección de 10 VP de salmuera

sintética, determinar Kabs, 3) inyección de 10 VP de aceite, determinar Ko a Swr, 4)

Metodología 31

inyección de salmuera, construir curvas de permeabilidad relativa (Kr), curva de recobro

base y determinar Kw a Sor, 5) inyección de 1,5 VP de tensoactivo a concentración

definida, determinar recobro incremental, 6) inyección de 5 VP de agua, determinar recobro

incremental, 7) inyección 10 VP de aceite, determinar Ko después de tensoactivo, 8)

inyección de salmuera, construir curvas Kr, curva de recobro y determinar Kw a Sor

después de tensoactivo.

Tabla 2-3: Características petrofísicas del núcleo NT1

Código Núcleo NT1

Longitud (cm) 7,31

Diámetro (cm) 3,8

Volumen poroso (cm3) 12,3

Porosidad 11%

2.3.4 Pruebas de adsorción dinámica

Para conocer la cantidad de tensoactivo que queda adsorbido en el medio poroso, se siguió

el procedimiento planteado por Curbelo et al [68], con algunas modificaciones. Para esta

prueba se utilizó el montaje dispuesto en la Figura 2-4 y los pasos fueron los siguientes: 1)

preparación del medio poroso, construyó el empaque de arena 45% de malla 30/50, 45%

malla 100/140 y 10% de finos, con arena Ottawa previamente lavada con HCl 5%, 2)

inyección 5 VP de salmuera para saturar el medio poroso, 3) inyección de 5 VP de trazador

NaCl 10%, tomar efluentes, 4) inyección 5 VP de salmuera , 5) inyección 5 VP de

tensoactivo.

.

3. Resultados

En este capítulo se presentan los resultados obtenidos de los procesos de extracción de

extractos ricos en saponinas para las tres plantas evaluadas; seguidamente, se da a

conocer la caracterización de las propiedades tensoactivas, estructurales, térmicas y

superficiales cada uno de ellos. Finalmente, se presentan los resultados de la evaluación

del ecotensoactivo en pruebas de desplazamiento en medios porosos bajo condiciones de

yacimiento.

3.1 Obtención de tensoactivos naturales

Se realizó el seguimiento del rendimiento de extracción de tensoactivos naturales de los

métodos considerados. Tanto para el proceso de extracción asistida por ultrasonido como

para el método soxhlet, se evaluó el efecto de realizar la extracción líquido-líquido con

hexano. Los resultados de obtención de los ecotensoactivos a partir de soxhlet y extracción

asistida por ultrasonido presentan en la Figura 3-1.

Se observa que el método soxhlet tiene mayores porcentajes de rendimiento respecto a la

extracción asistida por ultrasonido, esto se atribuye a que en el primer proceso el solvente

se encuentra sometido a temperatura, lo que facilita el proceso de extracción de

compuestos polares por parte del metanol. En cuanto al rendimiento que presentan las

plantas, se observa un comportamiento generalizado (teniendo en cuenta los método de

extracción), en el cual se obtiene mayor cantidad del tensoactivo SS, seguido del

tensoactivo ST y, por último, se encuentra el tensoactivo FQ.



Figura 3-1: Rendimiento de extracción, A. Extracción soxhlet, B. Extracción asistida por ultrasonido.

A.

B.

Respecto al proceso de desengrase, se encuentra que el tensoactivo SS presenta una

reducción en el rendimiento significativa, evidenciando una pérdida aproximada de 36% en

masa para los dos procesos de extracción; por el contrario, para los tensoactivos ST y FQ

no se tienen cambios significativos en cuanto al proceso de extracción de compuesto

apolares. Lo anterior, es atribuido a que en el proceso con extracción soxhlet se están

siendo obtenidos mayor cantidad de compuestos no polares. Cabe resaltar que, el

76%

21%

4%

50%

20%

3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Tensoactivo SS Tensoactivo ST Tensoactivo FQ

%R

endim

iento

Sin desengrase

Con desengrase

67%

13%

3%

42%

10%

2%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


%R

endim

iento

Sin desengrase

Con desengrase

3 35

rendimiento de FQ es del orden del 4 %, considerablemente menor a los demás; por lo

tanto, este tensoactivo no es recomendable para este tipo de aplicaciones.

Figura 3-2: Espectros FTIR para los tensoactivos naturales.

En la Figura 3-2 se presentan los espectros FTIR para los tensoactivos evaluados; en

general, se aprecia que el comportamiento es similar para los tres extractos, se destaca la

banda de del grupo alcohólico –OH entre los 3000 y 3600 cm-1, el ancho de la banda

corresponde a la presencia de puentes de hidrógeno, este pico es confirmado por la

presencia de la tensión del enlace C-O aproximadamente en 1050 cm-1. El grupo funcional

metilo se aprecia por 2910 cm-1 y por último el espectro muestra cerca a los 1600 cm-1 la

presencia del doble enlace C=C. Este espectro es característico de compuestos con

naturaleza anfifílica como lo demuestra los estudios realizados por Samanta et al. [69].

Para verificar si existen cambios en las propiedades tensoactivas de los extractos, se

llevaron a cabo pruebas de tensión superficial para los tensoactivos sin desengrase (SD)

y con desengrase (CD), los resultados se ilustran en la Figura 3-3.

5001500250035004500

Tra

nsm

itan

cia

(%

)

Número de onda (cm-1)




Figura 3-3: Pruebas de tensión superficial para los métodos de extracción con y sin desengrase.

A partir de la Figura 3-3 es posible observar que el tensoactivo SS presenta variaciones

significativas en los valores de tensión superficial, en comparación a los tensoactivos ST y

FQ; este comportamiento es acorde a los resultados obtenidos en el proceso de extracción

de la Figura 3-1, donde se evidencia mayor cantidad de compuestos apolares en el

tensoactivo SS, estos compuestos están afectando claramente el valor de la tensión

superficial. Por lo tanto, para el tensoactivo SS es necesario desarrollar el proceso de

desengrase; caso contrario ocurre para los tensoactivos ST y FQ, donde solo es necesario

realizar la extracción alcohólica, reduciendo costos de obtención.

Adicionalmente, se aprecia que los valores de tensión para la extracción asistida por

ultrasonido son menores en comparación con la extracción soxhlet; por lo tanto, se

recomienda que en la obtención de tensoactivos naturales provenientes de las plantas en

estudio, se utilice el método de extracción asistida por ultrasonido, en concordancia en

esta investigación se trabajó con los extractos obtenidos a partir de EAU.

Por otro lado, los valores de tensión superficial de los tensoactivos SS, ST y FQ se

encuentran entre 38 y 47 mN/m, valores por debajo según los datos reportados en literatura

para tensoactivos naturales provenientes de aceite de coco con 61 nN/m de tensión

superficial y valor similar a la tensión superficial del aceite de soja (40 mN/m) [70] y

47,4

40,5

46,9

42,8

39,8

45,845,5

39,1

44,9

41,2

38,2

43,3

35

45

55

65

75


Tensió

n s

uperf

icia

l (m

N/m

)

ES SD ES CD EAU SD EAU CD

3 37

proveniente de sapindus mukorossi (35 mN/m) [69]. Estos resultados reflejan el potencial

de estas plantas para esta aplicación de recobro mejorado de petróleo.

3.2 Caracterización de los tensoactivos naturales

Para cada uno de los tensoactivos se determinó la concentración micelar crítica a partir de

medidas de tensión superficial e interfacial para diferentes concentraciones de tensoactivo,

la Figura 3-4 presenta las curvas obtenidas para cada caso. Se puede observar que los

extractos reducen tanto la tensión superficial como la tensión interfacial, evidenciando el

comportamiento propio de los tensoactivos.

Figura 3-4: Concentración micelar crítica a partir de A. Tensión superficial, B. Tensión interfacial.

A

B

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

0 2000 4000

Tensió

n S

uperf

icia

l (m

N/m

)

Concentración tensoactivo (ppm)

Tensoactivo SS Tensoactivo ST

Tensoactivo FQ

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0 1000 2000 3000 4000 5000

Tensió

n I

nte

rfacia

l (m

N/m

)

Concentración tensoactivo (ppm)

Tensoactivo SS Tensoactivo ST

Tensoactivo FQ



Es posible apreciar que, a medida que la concentración de tensoactivo aumenta se tiene

una reducción en las propiedades medidas, porque cuando se tienen concentraciones

bajas de tensoactivo, las moléculas se encuentran principalmente separadas unas de las

otras, al aumentar la concentración de tensoactivo la separación va a ser menor

favoreciendo la formación de micelas a medida que avanza la concentración y se logra la

máxima reducción de tensión superficial e interfacial. Al centrar el análisis en el efecto de

los extractos sobre la tensión interfacial del sistema agua-aceite, se obtuvo una reducción

aproximada del 82% para el tensoactivo ST y del 73% para los tensoactivos SS y FQ,

indicando que el tensoactivo ST presenta mejores características. Los valores de CMC se

presentan en la Tabla 3-1.

Tabla 3-1: Valores de CMC para tensoactivos naturales.

Tensoactivo Concentración Micelar

Crítica (ppm)

SS 600

ST 400

FQ 1000

En cuanto a la estimación de la CMC, los valores para los tensoactivos SS, ST y FQ son

600, 400 y 1000 ppm, respectivamente; esto puede ser debido a que el tensoactivo FQ

tiene un carácter más hidrofílico; por lo tanto, el tensoactivo ST presenta un mejor

desempeño respecto a reducción de tensión superficial e interfacial.

Los valores de CMC de los tensoactivos estudiados se encuentran acordes a los valores

reportados para CTAB con valor de CMC de 5500 ppm y DSD 400 ppm [45], teniendo en

cuenta que los valores reportados son tensoactivos comerciales iónicos; por lo tanto, los

tensoactivos naturales se encuentran en rangos aceptables para la aplicación.

Los valores que se obtienen en la relación HLB dan cuenta de la relación entre la parte

hidrofóbica e hidrofílica, en la Figura 3-5 se pueden observar los valores medidos de HLB

para los surfactantes evaluados.

3 39

Figura 3-5: Valores medidos de HLB para surfactantes naturales.

A partir de la Figura 3-5 se puede inferir que los tensoactivos se están comportando como

solubilizantes, debido a que los valores de HLB se encuentra alrededor de 15, según la

escala de Griffin [5]. Esto explica los resultados que se obtuvieron en relación con las

pruebas de tensión interfacial y superficial de la Figura 3-4, debido a que el tensoactivo ST

tiene mayor poder solubilizante en comparación a los otros dos.

Los tensoactivos en la industria del petróleo se encuentran sometidos a diferentes rangos

de temperatura que se consideran en el trayecto desde superficie hasta formación; por lo

tanto, en la Figura 3-6 se ilustra un análisis termogravimétrico de los tensoactivos SS y ST,

el tensoactivo FQ no fue considerado debido a que los porcentajes de obtención son muy

inferiores al resto de tensoactivos evaluados. Es importante resaltar que el análisis

termogravimétrico se realizó con el fin de evaluar la estabilidad térmica de los extractos,

teniendo en cuenta la temperatura a la cual estarán sometidos en yacimiento.

15,13

15,97

14,70

13,5

14,0

14,5

15,0

15,5

16,0

16,5


HLB



Figura 3-6: Comportamiento termogravimétrico de los tensoactivos naturales.

Se puede observar que la descomposición de los tensoactivos SS y ST son similares; no

obstante, aproximadamente a los 310 °C se presenta la máxima pérdida de masa para el

tensoactivo SS, mientras que para el tensoactivo ST la descomposición inició a los 240 °C.

Estos valores permiten afirmar, que el tensoactivo SS y ST puede ser utilizado en campo,

donde los yacimientos convencionales reportan temperaturas entre los 60 y 150 °C [27].

Por otro lado, al contrastar la estabilidad térmica que presentan los ecotensoactivos

respecto a los tensoactivos sintéticos reportados en literatura, se encuentra que los

extractos obtenidos inician el proceso de descomposición a temperaturas similares que los

productos químicos, entre los 250 y 400 °C [27].

Posteriormente, se determinó la presencia de saponinas mediante procedimientos

cualitativos y cuantitativos. Los resultados de la prueba de espuma para los tensoactivos

SS y ST, se presentan en la Figura 3-7, donde es posible apreciar la generación de una

columna de espuma sobre la solución de tensoactivo que se encuentra en tubos de

ensayo, este comportamiento fue monitoreado a través del tiempo y se logró evidenciar

que la espuma es estable por periodos superiores a 25 minutos.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 200 400 600 800

Porc

enta

je e

n m

asa (

%)

Temperatura (°C)

Tensoactivo SS

Tensoactivo ST

3 41

Figura 3-7. Resultados prueba de espuma para tensoactivos naturales.

Así mismo, los resultados de la reacción Liebermann- Burchard (Figura 3-8) evidenciaron

la presencia de saponinas en los extractos obtenidos y permitieron realizar la identificación

de la familia a la cual pertenecen las saponinas de los tensoactivos SS y ST, esto es posible

analizar teniendo como referencia el color obtenido al agregar las gotas de ácido sulfúrico.

Figura 3-8. Resultados reacción Liebermann-Burchard para tensoactivos naturales.



Es posible apreciar que la coloración de la reacción para el Tensoactivo SS es roja; por lo

tanto, su saponinas pertenecen a la familia de las saponinas triterpénicas; mientras que el

Tensoactivo ST posee saponinas esteroidales, debido a que el color representativo de la

reacción fue verde.

Finalmente, se realizó la prueba de cuantificación de saponinas por espectrofotometría

para el Tensoactivo SS, teniendo el ácido oleanólico como estándar de saponinas.

Inicialmente se determinó la longitud de onda de máxima absorbancia (𝜆𝑚𝑎𝑥) siendo 547

nm y a partir de este valor se construyó la curva de calibración para el estándar

considerando diferentes valores de concentración del ácido, Figura 3-9.

Figura 3-9. Curva de calibración ácido oleanólico.

A partir de la ecuación de la recta que relaciona los puntos medidos experimentalmente,

se determinó la concentración relativa de saponinas en el Tensoactivo SS, al relacionar

el valor de absorbancia obtenido para la muestra de surfactante que fue 0,549, se obtuvo

que el extracto contiene 773 mg/L de saponinas.

y = 7,0143E-04x - 6,7932E-03R² = 9,9943E-01

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

0 500 1000 1500 2000 2500

Abs

Concentración estándar (mg/L)

3 43

3.3 Alteración de la humectabilidad

Las pruebas de ángulo de contacto se realizaron para los tensoactivos SS y ST a sus

respectivas CMC. Las imágenes fotográficas para el sistema agua/roca/aire se pueden

observar en la Figura 3-10, el primer escenario es en el cual la muestra de roca se

encuentra humectada al aceite, esto es validado por el ángulo de contacto superior a 110°

(dato de referencia). Posteriormente, se midieron los ángulos de contacto con los

tensoactivo SS y el tensoactivo ST obteniendo 66° y 42°, respectivamente, lo cual indica

que la preferencia de la roca a ser mojada por el agua aumentó con el uso de los dos

extractos.

Figura 3-10: Seguimiento del ángulo de contacto con agua para, A. roca dañada, B. Tensoactivo SS 600 ppm y C. Tensoactivo ST 400 ppm.



El cálculo del ángulo de contacto también se realizó con la gota de aceite, reflejando

valores de ángulos menores para el tensoactivo ST. El compilado de las pruebas de ángulo

de contacto se presenta en la Figura 3-11, se ratifica que, tanto para el agua como el aceite,

los tensoactivos naturales están afectando la humectabilidad del medio poroso, volviendo

el sistema humectable al agua, indicando un mejoramiento en el porcentaje de recobro de

petróleo. Además, es posible apreciar que el efecto es más representativo para el

tensoactivo ST en comparación al tensoactivo SS, evidenciado en el cambio del ángulo de

contacto para el aceite que pasa de 48 a 103 °.

Figura 3-11: Prueba de ángulo de contacto para tensoactivos naturales.

Al igual que las pruebas de ángulo de contacto, las pruebas de imbibición espontánea

permiten conocer el efecto de los tensoactivos sobre la humectabilidad del medio poroso.

La Figura 3-12 compara los resultados obtenidos para los tensoactivos SS y ST, teniendo

en cuenta dos escenarios, en el primero la roca no ha entrado en contacto con ningún

fluido (roca virgen) y el segundo escenario la roca es humectable al aceite (roca dañada).

Se resalta que en el primer escenario el proceso de imbibición es más rápido en

comparación del segundo escenario. En este último caso el agua tendrá mayor dificultad

para ingresar al espacio poroso disponible en la roca.

48

83

103

113

66

42

0

20

40

60

80

100

120

140

Roca dañana SS 600 ppm ST 400 ppm

Ángulo

de c

onta

cto

(°)

Aceite

Agua

3 45

Figura 3-12: Curva de imbibición espontánea para tensoactivos naturales.

En cuanto al desempeño de los tensoactivos naturales, se aprecia que las curvas se

encuentran por encima del estado de roca dañada; favoreciendo el proceso de imbibición

y por esta razón, se evidencia una alteración en la humectabilidad del medio poroso. Ahora,

es posible observar que en todo el intervalo de tiempo el tensoactivo ST, permite mayor

captación de agua para la muestra de roca en comparación al tensoactivo SS, esto sumado

a los resultados obtenidos en las pruebas de ángulo de contacto, sugiere que este extracto

posee mayor capacidad de alteración de la humectabilidad.

La inyección de surfactantes busca mejorar el valor del número capilar mediante la

reducción de la tensión interfacial del sistema agua-aceite y la alteración de la

humectabilidad por el ángulo de contacto; por tal razón, se calculó el número capilar

considerando características típicas de un yacimiento del Piedemonte Llanero tomadas de

[71]. La Figura 3-13 contrasta los resultados que se obtuvieron para los tensoactivos SS y

ST, se utilizaron los valores de tensión interfacial y ángulo de contacto medidos

anteriormente.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 200 400 600 800 1000

M/M

eq

Tiempo (min)

Virgen Tensoactivo SS

Tensoactivo ST Roca dañada



Figura 3-13: Efecto de los tensoactivos naturales en el número capilar.

Al considerar el escenario base, donde se inyecta agua para desplazar el crudo sin ninguna

modificación química, se aprecia un mejoramiento en las condiciones de flujo del sistema

por la adición de los tensoactivos, evidenciado en números capilares mayores. La

reducción de las fuerzas capilares es el resultado de la alteración en la humectabilidad y

la disminución de la tensión interfacial que ofrece la implementación de los extractos. Por

lo tanto, el valor del número capilar para el tensoactivo ST se ve incrementado en dos

órdenes de magnitud, lo cual es ideal para compuestos que se van a implementar en

procesos de recobro mejorado de petróleo por inyección de tensoactivos.

3.4 Desempeño de tensoactivos en pruebas de desplazamiento

Las pruebas de desplazamiento para la evaluación de los tensoactivos naturales a

condiciones de yacimiento fueron realizadas con el tensoactivo ST, que fue el extracto que

8,93E-05

1,34E-03

4,05E-04

8,93E-05

1,30E-03

3,87E-04

0,0E+00

2,0E-04

4,0E-04

6,0E-04

8,0E-04

1,0E-03

1,2E-03

1,4E-03

1,6E-03

Base Tensoactivo ST Tensoactivo SS

Núm

ero

Capilar

Ŷ 7,1 s-1

Ŷ 100 s-1

3 47

presentó mejores resultados en las pruebas de caracterización; principalmente en cuanto

a la reducción de la tensión interfacial y afectación de la humectabilidad, aspectos que

ayudarán a reducir la saturación de aceite y mejorar el factor de recobro.

Eficiencia de desplazamiento a diferentes concentraciones

Se realizó la inyección de diferentes concentraciones de tensoactivo en la muestra de roca

EA1(ver características en la Tabla 2-2), esta prueba se desarrolló con el fin de determinar

el efecto de la concentración de tensoactivo en el porcentaje de recobro de aceite

recuperado; es decir, verificar si el tensoactivo logra reducir la saturación de crudo después

de un proceso de inyección de salmuera y analizar el comportamiento de la permeabilidad.

En la Tabla 3-2 se presentan los resultados de las permeabilidades para agua y al aceite

antes y después de la inyección del tren de tratamientos, este escenario comparativo

muestra que la movilidad del crudo se ve mejorada en aproximadamente un 35% y, por el

contrario, el desplazamiento de la fase acuosa se ve reducida a la mitad.

Tabla 3-2: Permeabilidades efectivas antes y después de tren de tensoactivo ST.

Permeabilidad Antes de

tensoactivo Después de tensoactivo

Ko (mD) 104 141

Kw (mD) 35 14

Así mismo, se realizó el seguimiento del volumen recuperado por cada concentración

inyectada de tensoactivo, después de realizar el recobro base con salmuera (ver Figura

3-14). Teniendo en cuenta la cantidad de aceite remanente en el núcleo se procede a

calcular el recobro incremental que genera cada una de las concentraciones, para 10 ppm

se recupera el 12 %, el 23 % para la concentración de 100 ppm, con la concentración de

500 ppm se obtuvo un recobro incremental de 16% y finalmente, se recobró un 15% de

aceite cuando el tensoactivo fue inyectado a 1000 ppm.



Figura 3-14: Curva de aceite recuperado para diferentes concentraciones de tensoactivo ST.

Por otro lado, la figura presenta el comportamiento de la presión del sistema durante toda

la prueba, se resalta un comportamiento de reducción durante el desplazamiento de

salmuera; sin embargo, una vez se inicia con la inyección de la solución con el tensoactivo,

se observa que se pierde conductividad en el sistema, lo cual favorece la recuperación de

aceite.

Adicionalmente, se realizó una segunda prueba para evaluar la eficiencia de

desplazamiento en un nuevo medio poroso, se inyectaron aproximadamente 3 volúmenes

de tensoactivo ST a una concentración de 400 ppm. Nuevamente se realizó la curva de

recobro base con la inyección de salmuera, logrando un recobro del 80%; efectivamente,

y como era esperado, se registra un recobro incremental del 32% una vez finaliza la

inyección del producto. Este resultado permite concluir que el extracto ST, tiene una

proyección para ser utilizado en procesos de recobro mejorado, pues logra mejorar la

eficiencia de barrido del sistema (ver Figura 3-15).

81%83% 87%

88% 90%

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 20 40 60 80 100

Difere

ncia

l de p

resió

n (

psi)

Recobro

de a

ceite

Vpi

Base 10 ppm 100 ppm 500 ppm 1000 ppm Presión

3 49

Figura 3-15: Curva de aceite recuperado para el tensoactivo ST 400 ppm.

El seguimiento de las permeabilidades al agua y al aceite se presenta en la Tabla 3-3, el

comportamiento de las fases es similar al exhibido anteriormente, hay una alteración

positiva en la movilidad del aceite y una reducción en la permeabilidad del agua.

Evidentemente, se está presentando una alteración en la humectabilidad del medio poroso,

donde el desplazamiento de la fase acuosa es menor, sugiriendo que está humectando la

roca.

Tabla 3-3: Permeabilidades efectivas antes y después de la inyección de tensoactivo ST 400 ppm.

Permeabilidad Antes de tensoactivo Después de tensoactivo

Ko (mD) 1405 1424

Kw (mD) 320 320

Así mismo, se evaluó el comportamiento de las curvas de permeabilidad relativa bajo el

escenario comparativo antes y después de la inyección de 1.5 volúmenes porosos de

tensoactivo ST (ver Figura 3-16). De la figura es posible observar el mejoramiento en la

movilidad de la fase aceite, caso contrario para la permeabilidad relativa al agua Krw, se

presenta una reducción en permeabilidad. En cuanto a los estados de saturación, se

encuentra que la saturación residual de agua cambia de 20,5% a 23,6%, indicando que en

el medio poroso se quedará mayor cantidad de agua, comportamiento acorde con los

82%86%

0

2

4

6

8

10

12

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 5 10 15

Pre

sió

n (

psi)

Recobro

de a

ceite

Vpi

Base Tensoactivo ST 400 ppm Presión



resultados de movilidad para dicha fase. Por otra parte, la saturación residual de aceite

pasa de 74,9% a 80,9%, reportando un incremento en la recuperación de la fase.

Figura 3-16: Curvas de permeabilidad relativa antes y después de tensoactivo ST 400 ppm.

Además, se realizó el seguimiento del aceite recuperado después de inyectar el surfactante

natural, los resultados se presentan en la Figura 3-17, a diferencia de los empaques de

arena, la muestra de roca presenta una menor recuperación de petróleo para la línea base,

en 70%, en la inyección de 1,5 VP de tensoactivo se observó la recuperación de cierta

cantidad de aceite, equivalente al 5% del aceite que se encuentra disponible para retirar

del medio poroso; una vez, se inyecta la salmuera se recupera mayor cantidad de aceite,

debido al empuje que este fluido está realizando sobre las zonas contactadas por el

tensoactivo. En total para esta operación, se obtuvo un recobro incremental de 20%, que

es un valor acorde con los reportados en literatura para tensoactivos naturales.

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Kr

Sw

krw antes

kro antes

Krw después

kro después

3 51

Figura 3-17: Curva de aceite recuperado para inyección en bache de tensoactivo ST a 400 ppm.

Por otro lado, en el seguimiento al diferencial de presión se observa que el efecto del

tensoactivo sobre la permeabilidad del agua hace que la movilidad a esta fase reduzca,

pues se generan mayores deltas de presión respecto al escenario base.

Por último, se realizó una prueba de adsorción dinámica del tensoactivo con el fin de

realizar el seguimiento a este fenómeno, que es de gran relevancia a la hora de la

implementación de este tipo de tecnologías. Los resultados de la prueba se dan a conocer

en la Figura 3-18; inicialmente, se construye la curva de ruptura para el trazador, que por

sus características presenta baja retención en el medio poroso, posteriormente se realizó

la curva de ruptura para el tensoactivo. Para determinar el valor de adsorción total de

tensoactivo se procedió a realizar la integración del área bajo cada una de las curvas y la

diferencia entre la curva del trazador y la del surfactante dará cuenta de la cantidad de

producto que se retuvo en la roca. Este procedimiento, se basa en la interacción que tendrá

el tensoactivo que viaja en la fase acuosa con la superficie de la roca, a medida que se

genera pérdida de producto en las cercanías del pozo, la eficiencia de la tecnología se verá

negativamente afectaba.

70%71%

76%

10

15

20

25

30

35

40

45

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 2 4 6 8 10 12 14

Pre

sió

n (

psi)

Aceite r

ecupera

do

Vpi

Base Tensoactivo ST 400 ppm Agua después Presión



Figura 3-18: Curva de adsorción dinámica de tensoactivo ST en medio poroso.

Al realizar los respectivos cálculos, teniendo en cuenta que la masa de la roca seca fue

130,53 g y la concentración del tensoactivo inyectado fue de 3000 ppm, se obtuvo una

adsorción total de 0,22 mg/g de roca. Al contrastar este valor con los encontrados por

Curbelo et al [68], se encuentra que está por debajo, pues en su estudio para la adsorción

de 0,78 mg/g para un tensoactivo no iónico.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 1 2 3 4 5 6

C/C

o

Vpi

Trazador

Tensoactivo ST

4. Conclusiones y recomendaciones

4.1 Conclusiones

Los resultados obtenidos en la presente investigación brindan información sobre el

comportamiento de los tensoactivos naturales en procesos de recobro mejorado de

petróleo. A continuación, se resaltan las siguientes conclusiones:

Se lograron extraer tres tensoactivos naturales, Tensoactivo ST, SS y FQ y se evaluó su

desempeño en pruebas de laboratorio para analizar su implementación en procesos de

recobro mejorado de petróleo, destacando la reducción en la tensión interfacial del sistema

agua-aceite. Los extractos fueron caracterizados para verificar sus propiedades

tensoactivas, estructurales y térmicas, siendo el tensoactivo ST a 400 ppm el de mejor

desempeño. Se logró verificar que los extractos obtenidos tienen presencia de saponinas.

Además, se evidenció la alteración de la humectabilidad a partir los resultados de las

pruebas de ángulo de contacto e imbibición espontánea, conclusión que fue validada por

el mejoramiento en el número capilar.

La inyección de tensoactivo ST en muestras de roca a condiciones de yacimiento, logró

aumentar la recuperación de aceite después de la inyección de salmuera en los tres

escenarios considerados, ratificando la interacción que tiene el tensoactivo en la interfase

entre el agua y el aceite contenido en los medios porosos. Adicionalmente, el seguimiento

de las permeabilidades efectivas demostró que se mejora la movilidad al aceite, aspecto

importante a considerar en la eficiencia de desplazamiento de este tipo de sistemas. Por

otro lado, la prueba de adsorción dinámica evidenció la retención de 0,22 mg de

tensoactivo por cada gramo de roca; además la tendencia de la curva permite concluir que

el proceso de retención es lento.



4.2 Recomendaciones

Se presentan como una serie de aspectos que se podrían realizar en un futuro para

emprender investigaciones similares o fortalecer la investigación realizada.

Considerar métodos de caracterización que permitan llegar a elucidar la estructura de la

molécula de los tensoactivos evaluados, esto permitirá tener mayor certeza acerca de la

familia de saponinas que se encuentran presentes en los extractos.

Evaluar la implementación del tensoactivo ST con nanotecnología, para mejorar las

condiciones de reducción de tensión interfacial, humectabilidad y retención del producto

en el medio poroso.

Evaluar la inyección del tensoactivo con nanoencapsulamiento, que permita ampliar la

profundidad de invasión del producto.

Realizar pruebas de desplazamiento del tensoactivo natural considerando el método de

inyección con polímero, para mejorar la eficiencia de barrido.

5. Bibliografía

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