Jan 06, 2016
INYECCION DE SURFACTANTES
PAOLA ANDREA LEN NARANJO
VANESSA ALEJANDRA LLANOS LEON
YESSIKA ANDREA VARGAS MENDOZA
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE INGENIERAS FSICOQUMICAS
ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS
BUCARAMANGA
2015
INYECCIN DE SURFACTANTES METODOS DE RECOBRO UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
INTRODUCCION
Posterior a la produccin primaria e incluso procesos de recuperacin secundaria como la
inyeccin de agua, las saturaciones de aceite remanente en el yacimiento siguen siendo
altas. La restriccin al flujo de estas saturaciones se debe principalmente a problemas de
inyectividad, canalizacin, digitacin viscosa y dificultades de desplazamiento por
presencia de fuerzas capilares. De esta forma se ha hecho necesario investigar sobre
alternativas que permitan reducir las saturaciones remanentes, y as aumentar el factor
de recobro. La inyeccin de productos qumicos como los surfactantes es considerada una
de las alternativas ms viables. Mejoramiento de la movilidad a partir de la incidencia
sobre la interaccin roca fluido, es a grandes rasgos el papel que desempean estas
sustancias. De esta forma el papel de los surfactantes en la industria petrolera no solo se
enfoca en procesos de recuperacin mejorada, si no a su vez da a da se expande a
campos como perforacin y completamiento de pozos (lodos de perforacin y cementos),
produccin (tratamiento de emulsiones) y procesos como refinacin (tratamiento de
gasolinas y aceites combustibles).
DEFINICION
Los surfactantes son compuestos orgnicos que poseen un segmento polar (o
hidrosoluble) y otro apolar (liposoluble), que permiten que este se ubique sobre la
interfase agua- aceite con el objetivo de reducir la tensin interfacial entre las fases
involucradas (figura No.1). Como funciones complementarias, los surfactantes
humedecen, emulsifican, dispersan, solubilizan y favorecen o impiden la formacin de
espuma.
EFECTOS Y MECANISMOS DE RECUPERACION
Los surfactantes como agentes tenso-activos poseen dos propiedades fundamentales:
Adsorcin: Fenmeno espontneo impulsado por la disminucin de energa libre del
surfactante al ubicarse en la interfase y satisfacer su doble afinidad polar - no polar.
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Asociacin: Tendencia a formar estructuras organizadas.
Figura 1 Estructura y ubicacin de una molcula surfactante.
Fuente: tomado y modificado de http://www.quimicaviva.qb.fcen.uba.ar/v9n3/riojas.html
La manera de relacionar la tensin superficial y la recuperacin de aceite es a travs del
nmero capilar. El Nmero Capilar (Nc) es la relacin que existe entre las fuerzas viscosas
y las interraciales y la restriccin de flujo a travs de un capilar. Matemticamente se
puede modelar por la ecuacin No.1.
Ecuacin 1
Donde:
: Viscosidad del fluido en cp
: Velocidad del fluido en md
: Tensin interfacial en N/cm
=
=
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El nmero capilar Nc es directamente proporcional al producto de la viscosidad y la
velocidad, e inversamente proporcional a la tensin interfacial . Para poder recuperar
cantidades significativas de crudo, el nmero capilar debe crecer 3 o 4 rdenes de
magnitud. Los valores de viscosidad y velocidad no pueden incrementarse por encima de
un factor entre 2 y 10 sin causar dao a la formacin; sin embargo la tensin interfacial
entre el agua de formacin y el crudo atrapado en la formacin puede reducirse
fcilmente en trminos de 1000 a 10.000 veces por el agregado de tensoactivos
especiales. Un nmero capilar tpico es 10-7. Se necesita una reduccin de 100 a 1000
veces de la tensin interfacial para mejorar la recuperacin de petrleo. (Figura No.2)
DESCRIPCION DEL PROCESO
Previo al surfactante, se hace circular a travs del pozo inyector un preflujo de agua de
baja salinidad con el fin de ajustar el pH y desplazar todas las sales de la formacin,
evitando que se estas se pongan en contacto con la solucin de surfactante.
Posteriormente, se inyecta un tapn de surfactante que tiende a disminuir la tensin
interfacial agua-crudo. Esto se logra a partir de la formacin de una microemulsin donde
se busca establecer miscibilidad entre ambos fluidos dentro del medio acuoso, generando
un banco de petrleo entrampado en los intersticios de la roca. Seguidamente, se inyecta
una pldora de polmeros (amortiguador), 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 dentro del yacimiento. Un bache de salmuera se desplaza con el fin
de producir un cambio en la concentracin de polmero y finalmente se inyecta agua con
el nimo de reducir el costo de la inyeccin de qumicos.
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Figura 2 Relacin entre el nmero capilar y el porcentaje de recuperacin de aceite.
Figura 3 Esquema del proceso de inyeccin de surfactantes como tcnica EOR
Fuente: JIMNEZ MOLANO, Ana Mara .Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas. Universidad Industrial de Santander.
2009.
Fuente: Tomado y modificado de NORMAN, Chuck. El uso de surfactantes en proyectos de recuperacin terciaria. Tiorco. 2007
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SURFACTANTES EMPLEADOS PARA INYECCIN
Los surfactantes se pueden clasificar de acuerdo a la naturaleza inica de sus cabezas o
grupos polares, en no inica (anicnicos, catinicos) y anfotricos. Los surfactantes no
inicos no tienen grupo con carga en sus cabezas. En cambio, la cabeza de un surfactante
inico lleva una carga neta. Si la carga es negativa, el surfactante anicnico; si la carga es
positiva entonces ser catinico. En el caso de ser anfotrico el surfactante posee una
cabeza con dos grupos de cargas opuestas. La industria ha reportado nicamente el uso
de surfactantes de tipo aninico, y no inico.
Surfactantes aninicos: Este tipo de surfactantes se caracteriza porque las molculas
que lo conforman estn cargadas negativamente. Son los de mayor aplicacin en
procesos de inyeccin, debido a que son relativamente resistentes a la retencin, ya
sea por absorcin precipitacin o filtracin y adems pueden resultar bastante
econmicos. Entre estos se encuentran los sulfonatos de petrleo y algunos
sulfonatos sintticos.
Surfactantes no inicos: Este tipo de surfactantes se caracterizan porque no forman
enlaces inicos, son utilizados principalmente como co-surfactantes, debido a que sus
propiedades tenso activas en reduccin de la tensin interfacial no son tan buenas
como las aninicas, sin embargo, dada su tolerancia a las altas salinidades, se usan
junto con otros surfactantes para fortalecerlo y brindarles resistencia a los diferentes
esfuerzos a los que son sometidos en el medio poroso.
PROBLEMAS
Los surfactantes se caracterizan por ser fluidos de alta complejidad qumica, que al entrar
en contacto con el petrleo y las rocas del yacimiento que han estado en equilibrio fsico-
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qumico durante muchos aos con la salmuera connata, provoca varios fenmenos de
transferencia de masa: adsorcin, intercambio inico, etc., adems, de fenmenos de no
equilibrio.
Los principales problemas que se pueden presentar durante el desarrollo de este tipo de
proceso son:
a. Adsorcin del surfactante
La adsorcin del surfactante es un proceso en el que ciertas molculas de dicho qumico
son adheridas a la superficie de la roca, provocando la prdida de las propiedades
originales del mismo.Durante el proceso de adsorcin, la mezcla de surfactante puede
fraccionarse dado a que los sulfanatos de petrleo empleados contienen una amplia
distribucin de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse entre el agua y el
petrleo, con las especies de mayor peso molecular pasando el aceite. Como
consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase de agua posee un peso
molecular cada vez ms bajo lo que provoca un cambio en la composicin del surfactante;
este proceso es considerado semejante a una separacin de cromatografa.Este fenmeno
normalmente aumenta con la concentracin del mismo en la solucin y disminuye con el
incremento de la temperatura, adems es funcin del tipo de surfactante, peso
equivalente, minerales de la roca, contenido de arcilla y tasa de flujo de la solucin. Se
puede reducir inyectando baches de carbonato de sodio y usando aditivos alcalinos que
reduzcan la exposicin del qumico a la adsorcin.
b. Precipitacin del surfactante
Consiste en la disociacin por asentamiento gravitacional del qumico inyectado debido a
la presencia de iones divalentes. Un aumento de la concentracin por encima del valor
mximo provoca este fenmeno, y en algunos casos su redisolucin.
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La alternativa ms empleada para contrarrestar este problema es usando un preflujo de
agua que reduce el contenido de sales en el yacimiento
c. Emulsiones
Son mezclas de dos lquidos inmiscibles de procesos de no equilibrio durante el
desarrollo de diferentes tcnicas de recobro mejorado. Para este caso en particular, la
presencia de este fenmeno ocurre entre dicho qumico inyectado y el aceite, en
presencia de tensiones interfaciales ultrabajas. Muchas de estas emulsiones formadas
son a menudo estables, viscosas y pueden taponar el yacimiento, despertando la idea
del uso de soluciones alcalinas que contrarreste este efecto. Sin embargo se puede
decir que la presencia controlada de una emulsin viscosa puede ser beneficiosa
porque puede taponar las zonas de alta permeabilidad y de este forma obligar el fluido
inyectado a penetrar en otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones
cuando se quiere, es decir al principio de la inyeccin o en el frente del tapn y por
otra parte saber evitarlos despus.
VENTAJAS
Altos factores de recobro, segn Donaldson, los recobros de este proceso se esperan
entre el orden de 30-40% del petrleo original en sitio (POES)
Mejoran el barrido vertical.
Son muy viscosos cuando son altamente diluidos.
Mejoran la razn de movilidad agua-petrleo.
Son los ms aplicables en pruebas de campo.
DESVENTAJAS
Son sensibles a la salinidad.
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Taponamiento el cual se origina en la formacin.
Susceptible al ataque bacterial.
Los costos estimados para la inyeccin de surfactantes son elevados, ya que depende
del precio de los procesos de fraccionamiento y sulfatizacin del tensoactivo.
Efecto de altas temperaturas
SCREENING DE LA INYECCIN DE SURFACTANTES
Los rangos de aplicabilidad de proyectos de inyeccin de surfactantes han surgido de un
estudio de la informacin de los proyectos implementados en todo el mundo; de all se
han especificado las caractersticas ptimas del crudo y del yacimiento donde los
proyectos podran ser exitosos. Los principales parmetros de screening y los rangos de
aplicabilidad para la inyeccin de surfactantes se muestran en la tabla No.1.
Tabla 1 Screening para el proceso de inyeccin de surfactantes.
Parmetro Valor Unidad
Gravedad crudo > 25 API
Temperatura del Yacimiento < 175 F
Viscosidad del aceite en el
Yacimiento < 30 cp
Presin de yacimiento NC psia
Permeabilidad promedia del
yacimiento > 20 md
Espesor productor > 10 ft
Profundidad formacin < 8000 ft
Saturacin actual de aceite 30 %
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Fuente: Tomado y modificado PARIS DE FERRER, M. Inyeccin de agua y gas en yacimientos petrolferos. Maracaibo, Venezuela 1984; Pgina 318.
Como complemento a estos criterios, se aconseja la aplicacin de este tipo de proyectos
en crudos que oscilen entre livianos e intermedios, ya que bajo de este tipo de crudos en
donde se comportan mejor los qumicos. La litologa preferiblemente debe ser arenisca,
con bajo contenido de arcilla, sin yeso ni anhidrita, ya que estas generan la absorcin de
qumicos. La salinidad del agua de formacin debe presentar valores menores de 5000
ppm de calcio y magnesio, lo cual garantiza la permanencia del surfactante en el
yacimiento.
FACTORES QUE AFECTAN LA INYECCIN DE SURFACTANTES
Los proyectos de inyeccin de surfactantes han mostrado resultados muy variables en
recuperacin adicional de petrleo, debido a la vulnerabilidad que presenta el surfactante
a la presencia de uno o ms factores inherentes al medio donde son expulsados o a la
estructura de sus molculas; esto provoca la prdida de sus propiedades originales,
debilitan la estabilidad del tapn en el yacimiento y se elimina las ventajas de su
aplicacin. A continuacin se describirn algunos de estos factores.
Presencia de bacterias:
Las bacterias son microorganismos presentes en aguas empleadas para inyeccin y en
aquellas generadas en yacimientos de petrleo, el control de estos microorganismos se
hace necesario, dado a que su presencia puede ocasionar taponamiento en las
formaciones productoras y en las lneas de conduccin, corrosin en los equipos y
tanques y en el caso particular de procesos de inyeccin de surfactantes provocan la
rpida degradacin de dicho qumico. En la mayora de los sistemas industriales deben
empelarse productos qumicos como biocidas, porque el control del crecimiento
microbiano por medio de cambios en las condiciones fsicas y qumicas no se puede
hacer de una manera prctica.
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Salinidad o contenido de iones divalentes:
La presencia de iones divalentes de Ca+ y Mg+ en el agua de formacin afecta
negativamente la solubilidad del surfactantes en el agua ,debido a que provoca su rpida
precipitacin , lo cual puede obstaculizar el desempeo del proceso , cambiando
drsticamente el flujo del surfactante a travs del yacimiento .Con el fin de reducir este
problema, se hace necesaria la inyeccin de un preflujo de agua que reduzca la cantidad
de sales de la formacin y se evite el contacto con la solucin surfactantes. Adems, se
utiliza varios adictivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales. Los
adictivos ms populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.En el
transcurso de los aos se ha logrado avances en el uso de sulfonatos de petrleo como
surfactantes, debido a que son ms efectivos que los surfactantes convencionales, menos
susceptibles a la adsorcin a la superficie de la roca y ala interacciones con los minerales,
principal limitacin en proceso de inyeccin de qumicos.
Estructura del surfactante:
En el desarrollo de un proyecto de inyeccin de surfactantes, la estructura de dicho
qumico juega un papel muy importante en la eficiencia del desplazamiento de petrleo,
esto se ha expulsado en diferentes estudios que ha demostrado la existencia de una
correccin entre la eficiencia de desplazamiento y un peso equivalente, siendo el peso
equivalente la razn del peso molecular con el nmero de grupos de sulfonatos presentes
en la molcula.
Los sulfonatos con alto peso equivalente causan una gran reduccin en la tensin
interfacial, pero desafortunadamente no son solubles en agua y son rpidamente
adsorbidos. Las caractersticas y la estructura de los sulfonatos de petrleo adecuado
para aplicaciones de recuperacin de petrleo depender de la composicin qumica de
la materia prima, el grado de sulfonacin, y el numero promedio de grupos sulfonato
adscritos a cada molcula. El peso molecular ptimo de las mezclas de sulfonatos oscila
entre 400 y 450, con un peso equivalente entre 375 y 475, lb/mol, sin embargo a valores
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de peso equivalente por encima de 450 son solubles en aceite y por debajo de 350
tienden a ser solubles en agua.
Temperatura:
La estabilidad trmica es una consideracin muy importante en los diseos de proyectos
de inyeccin de surfactantes, sin embargo, la estructura de estos permite que sean
altamente vulnerables a la degradacin a temperaturas de yacimiento elevadas,
reportndose en la literatura desarrollo se estos pro ectos a temperaturas por de a o
de 75 .
Etapa de inyeccin de agua:
Los resultados favorables en recuperacin de petrleo durante el desarrollo de proyectos
de inyeccin de surfactantes se deben principalmente a la presencia de una cantidad
permisible de petrleo mvil para recuperar que ha quedado despus de una etapa
temprana de inyeccin de agua, ya que de esta forma se justifica la inversin realizada.
APLICACIONES EN CAMPO
Campo North Burbank, Track 97 (Estados unidos):
Ubicado en el estado de Oklahoma, condado Osage de EEUU, operado por Phillips
Petroleum Company. Sus arenas productoras se caracterizan por ser homogneas de
grano fino y estn formadas en un ambiente deposicional fluvial.
Historia del yacimiento
El campo fue descubierto el 14 de mayo de 1920, en 1950 empez a producir por
inyeccin de agua, adems ha sido objetivo de varios estudios de laboratorio de
recuperacin terciaria. Un pequeo piloto de inyeccin de vapor se realiz en 1965 con
resultados decepcionantes. En 1975 se dio inicio al piloto de inyeccin de surfactantes.
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Caractersticas del piloto
Las caractersticas del piloto son las mostradas en la siguiente tabla:
Tabla 2 Caractersticas del piloto North Burbank, Track 97 (Estados unidos)
Parmetro Valor Unidad
Porosidad 6,5 %
Permea ilidad 24 md
Profundidad 3000 ft
Espesor neto 43 ft
Temperatura acimiento 20
Saturacin inicial de crudo 35 %
Gravedad crudo 39 API
Viscosidad crudo 3 cp
Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas. Tesis. UIS.
Bucaramanga. 2009
Procedimiento
El piloto North Burbank Track 97 de surfactantes inici el 1 de diciembre de 1975, con el
siguiente procedimiento:
1. 0,244 VP de preflujo de agua : Aproximadamente 4 meses ( 1 de Diciembre 1975 19
de Abril 1976)
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2. 0,168 VP de preflujo salino : Alrededor de 4 meses (19 de Abril 1976 - 2 de Agosto
1976)
3. 0,051 VP de tapn de surfactante (sulfonato de petrleo y 15000 ppm de NaCl): 1 mes
(2 de Agosto 1976 - 15 de septiembre de 1976 )
4. 0,465 VP de poliacrilamida anionica (2000 ppm): Aproximadamente 9 meses (15 de
septiembre de 1976 - 16 de junio de 1978)
Para la realizacin de este proyecto piloto se emplearon 9 pozos inyectores y 16 pozos
productores en un rea de 90 acres.
Resultados
Se mostr un incremento gradual en la produccin de crudo debido al qumico inyectado,
sin embargo se encontraron resultados desfavorables en particular en las zonas donde la
heterogeneidad era extrema. Por lo tanto a pesar de manifestarse muy buenos resultados,
la inyeccin de polmeros fue seleccionada para un tamao comercial de expansin, ya
que su implementacin resultaba menos costosa y lograba una mejora en el barrido de
petrleo en zonas heterogneas. El proyecto se encuentra terminado, su evaluacin de
desempeo por la inyeccin del surfactante es exitosa, pero no fue rentable su
implementacin a gran escala.
Figura 3 Rendimiento Piloto North Burbank, Track 97 (Estados unidos)
Produccin del piloto BWPD
Inyeccin en el piloto BFPD
Piloto BOPD
Prediccin nicamente con inyeccin de agua
105
104
103
102
10
102
103
104
1976 1977 1978 1979
BO
PD
BFP
D O
BW
PD
Pre
flu
jo
agu
a fr
esc
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Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas. Tesis. UIS.
Bucaramanga. 2009
Problema
Un problema reportado durante la inyeccin del tapn de surfactante hace referencia al
problema de control de temperatura del sulfonato, ya que esas variaciones afectaron su
viscosidad y la cantidad requerida. Este problema fue tratado instalando dispositivos de
control para mantener la temperatura del qumico en un nivel apropiado.
Campo Borregos (Estados Unidos)
Descripcin del campo
El campo Borregos est ubicado en el estado de Texas, condado Kleberg de Estados
unidos y est operando por Exxon. La zona productora se caracteriza por poseer
areniscas de grano medio a heterogneo con contenido de mortmorillonita, formadas en
un ambiente deposicional deltaico, ubicadas en un anticlinal alto. El campo fue
descubierto en 1949 y este mismo ao fue puesto en produccin primaria, dos aos
despus se plante la realizacin de un piloto de inyeccin de surfactantes para 1965.
Descripcin del proceso de inyeccin de surfactante
El piloto de inyeccin de surfactante fue puesto en marcha entre 1965 y 1966, empleando
0.3 VP de solucin surfactante, de viscosidad de 0.4 co, formada por una mezcla de
sulfonato aninico y alcohol. En Octubre de 1968 se inyect agua para probar el
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surfactante y en Diciembre de este mismo ao se expandi la inyeccin de agua. Para la
realizacin de ste proyecto piloto se emplearon 4 pozos inyectores y 1 pozo productor,
en un rea de 1.25 acres.
Tabla 3 Caractersticas del piloto Campo Borregos (Estados Unidos)
Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante
analogas. Tesis. UIS. Bucaramanga. 2009
Figura 4 Rendimiento del piloto del Campo Borregos (Estados Unidos)
Propiedad Valor Unidad
Permeabilidad 162 md
porosidad 21 %
profundidad 7000 ft
Espesor 3,8 ft
Temperatura 165 F
Gravedad 42 API
Viscosidad 0,36 cp
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Fuente: Tomada y modificada de MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de
yacimientos sometidos a inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante
analogas. Tesis. UIS. Bucaramanga. 2009
En la grfica se puede observar un incremento considerable en la produccin de aceite a
finales de 1966 debido a la inyeccin del surfactante, la cual tuvo su pico mximo a inicios
de 1968, donde empez a disminuir drsticamente.
Problemas reportados
- Produccin temprana del qumico en el pozo productor.
- Adsorcin del surfactante.
CONCLUSIONES
En el rea de recobro mejorado, la inyeccin de surfactantes tiene como nico fin la
disminucin de la tensin interfacial entre el agua y el aceite, reflejada como un
aumento en el nmero capilar de esta fase. La alteracin de la interaccin roca-fluido
mejora la movilidad del crudo, aumenta la recuperacin de aceite, y por tanto
disminuye la saturacin de aceite remanente en el yacimiento.
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El xito o fracaso de esta tcnica de recobro mejorado depender de la ptima
inyeccin del tensoactivo, as como tambin del incremento en la eficiencia de barrido
del petrleo residual.
El uso de ste mtodo de recobro as como la seleccin del surfactante adecuado
depende en gran medida de las condiciones del yacimiento y los fluidos presentes en
l.
BIBLIOGRAFIA
ANTON, Raquel. Tensin interfacial. Modulo de enseanza de fenmenos interfaciales.
Escuela de ingeniera Qumica. Universidad de los Andes. Venezuela. 2015.
MOLANO JIMENEZ, Ana Mara. Anlisis e interpretacin de yacimientos sometidos a
inyeccin de qumicos (surfactantes, polmeros y miscelares) mediante analogas.
Tesis. UIS. Bucaramanga. 2009.
NORMAN, Chuck. El uso de surfactantes en proyectos de recuperacin terciaria.
Tiorco. 2007.
PARIS DE FERRER, Magdalena. Fundamentos de ingeniera de yacimientos. Ediciones
Astro data. Maracaibo, Venezuela.2009
PARIS DE FERRER, Magdalena. Inyeccin de agua y gas en pozos petrolferos. Ediciones
Astro data. Maracaibo, Venezuela.2001.
RIOS, Edwin Felipe. Evaluacin de la factibilidad de inyeccin de surfactantes como
alternativa de recobro mejorado en el campo Cao Limn. Tesis. UIS. Bucaramanga.
2003.