nota tecnica agosto 2007 (2)

8/18/2019 Nota Tecnica Agosto 2007 (2)

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Notas Técnicas – Agosto 2007

El uso de surfactantes en proyectos de recuperación terciaria por Chuck Norman y Juan C. Trombetta

Introducción

Desde 1980 han habido más de 27 proyectos ASP, SP ó AP 1 conocidos. Han tenido lugar en Alberta (Canada), Catriel Oeste (Argentina),California, Louisiana, Oklahoma, Colorado yWyoming (USA) y varias áreas de China, Venezuela e Indonesia.

Otros 13 se adicionaron en Octubre de 2001 y enlos últimos años se han iniciado varios otros con

la participación de las principales empresasproveedoras de surfactantes y polímeros delmundo.

La mayoría de los proyectos fueron ASP y usaronbajas concentraciones de surfactantes (0.1 % a0.3%). Para producir surfactante adicional (porsaponificación de los ácidos de petróleo) y reducirla adsorción del surfactante adicionado, estastecnologías utilizan álcali (carbonato o hidróxidode sodio).

Un proyecto económicamente atractivo utilizandosurfactantes debería durar menos de 5 años conretorno de la inversión en menos de 2 años. Hoy,a los precios actuales de crudo, este retorno deinversión se lograría en menor tiempo .

Los actuales proyectos de recuperación norequieren álcali para ser exitosos, de esta formael costo en productos químicos decrece y lasoperaciones se tornan más simples. Adicionalmente el álcali causa corrosión delequipamiento; participa en el desarrollo de

incrustaciones en la formación; promueve eltaponamiento de pozos y se requiere tratamientode fractura para producir nuevamente crudo; elálcali, además, es perjudicial para el desarrollo deviscosidad por parte del polímero que se esteutilizando.

Otro punto importante para destacar es que, eltratamiento previo con geles obturantes de pozosinyectores que serán sometidos a una tecnologíade recuperación terciaria, permitirá optimizar losresultados de producción de crudo incremental al

1 ASP = Alcali-surfactante-polímero; SP = Surfactante –polímero; AP =

Alcali-polímero

lograr una mayor uniformidad del perfil deinyección.

Por último, pero no menos importante, la calidadde agua a utilizar para la preparación desoluciones y posterior inyección en pozos es defundamental importancia para el éxito delproyectos de terciaria y la disminución de uso deproductos, al no alterar sus propiedades yrendimientos por la presencia de elementos ocomponentes indeseables.

Que es un surfactante

Surfactantes, también conocidos como agentestensioactivos, son agentes de humectación quebajan la tensión superficial de un líquido,permiten una mas fácil dispersión y bajan latensión interfacial entre dos líquidos.

Etimología

La palabra surfactante proviene del término eningles “surfactant” – “surface-active-agent”agente de superficie o tensioactivo.

Los surfactantes son usualmente compuestosorgánicos amfifílicos, o que contienen grupos nopolares hidrófobos o lipofílicos, solubles enhidrocarburo (colas) y grupos polares hidrofílicos(cabezas) solubles en agua. Por ello son solublesen solventes orgánicos y en agua.

Operación y efectos

Los surfactantes reducen la tensión superficial delagua adsorbiéndose a la interfase líquido-gas.




Ellos también reducen la tensión interfacial2 entreel crudo y el agua por adsorción en la fase líquido – líquido.

Todas las aplicaciones y usos de los surfactantesprovienen de dos propiedades fundamentales deestas sustancias:

• La capacidad de adsorberse a lasinterfases

la adsorción: es un fenómeno espontáneoimpulsado por la disminución de energía libredel surfactante al ubicarse en la interfase ysatisfacer total o parcialmente su dobleafinidad polar - no polar

• Su tendencia a asociarse para formarestructuras organizadas asociación: fenómeno impulsado por efectoshidrófobos cuando se añade más surfactante auna solución acuosa.

La micela

Las terminacioneslipofílicas de las molécu-las de surfactante se di-suelven en el crudo,mientras que las termi-

naciones hidrofílicascargadas permanecen

en el exterior, rodeando el resto de la micelahidrofóbica.

Muchos surfactantes pueden también ingresar auna solución como micelas. La concentración a lacual el surfactante comienza a formar micelas seconoce como concentración micelar crítica.Esta, puede detectarse mediante diferentesmétodos, ya que diversas propiedades presentanen esta zona una discontinuidad en su variación.

Los métodos más empleados se basan sobre lavariación de la tensión superficial (todos los tiposde surfactante) y de la conductividad electrolíticade las soluciones (sólo surfactantes iónicos)

Cuando las micelas se forman en el agua, suscolas forman un núcleo que puede encapsularuna gota de crudo.Cuando se forman en la fase orgánica, la micelase conoce como micela inversa. En este caso lascabezas forman el núcleo y las colas mantienenun contacto favorable con el crudo.

2 Tension interfacial: Es la fuerza por unidad de longitud que existe en la

interface entre dos fluidos inmiscibles. La tensión interfacial actúa para

mantener el área interfacial a un mínimo. Comúnmente es medida en dinas omilidinas por centímetro

Solubilización

Las soluciones micelares poseen una propiedad

muy importante, llamada capacidad desolubilización. Pueden solubilizar sustanciasapolares (aceites, hidrocarburos) o anfífilas(alcoholes). A partir de la concentración micelarcrítica, la solubilización aumenta considerable-mente, ya que el hidrocarburo penetra dentro delcorazón de las micelas En ciertos casos lasolubilización puede ser considerable y seobservan sistemas llamados microemulsiones.

Clasificación

Un surfactante puede ser clasificado por lapresencia de grupos formalmente cargados ensus cabezas o grupos polares.

Un surfactante no iónico no tiene grupos concarga en sus cabezas. La cabeza de unsurfactante iónico lleva una carga neta. Si lacarga es negativa, el surfactante es aniónico; si lacarga es positiva entonces será catiónico.Si un surfactante tiene una cabeza con dos

grupos de cargas opuestas, se lo conoce comoamfotérico.

Algunos surfactantes comunmente encontradosson:

Aniónicos:Basados en aniones sulfato, sulfonato ocarboxilato. Dodecil sulfato de sodio (SDS),Lauril sulfato de amonio y otras sales de alquilsulfatoLauril eter sulfato de sodio (SLES) Alquil benceno sulfonatoJabones y sales de acidos grasos

Catiónicos:Basados en cationes de amonio cuaternarioBromuro de cetil trimetil amonio (CTAB)Bromuro de hexadecil trimetil amonio y otrassales de alquil trimetil amonio.Cloruro de cetil piridinio (CPC) Amina polietoxilada (POEA)Cloruro de benzalconio (BAC)Cloruro de bencetonio (BZT)




Anfotéricos:Dodecil betainaOxido de dodecil dimetil amina

Cocoamido propil betainaCoco amfo glicinato

No iónicos: Alquil poli oxido de etilenoCopolímeros de poli oxido de etileno y oxido depropileno llamados comercialmente polioxaminas. Alquil poli glucósidos, incluyendo:Octil glucósidoDecil maltosido Alcoholes grasos Alcohol cetilico

Alcohol oleicoCocoamida metil eter,Cocoamida di etil eter,Cocoamida trietil eter

La elección del surfactante es esencial

Desde que cada proyecto de recuperaciónterciaria es independiente, único y las condicionesvarían, es extremadamente importante diseñar y

formular el agente tensioactivo adecuado con elobjeto de optimizar el tratamiento.En los últimos tiempos han aparecido en elmarcado nuevos agentes tensioactivos quepermiten la implementación de técnicas SP y aunsolo agente tensioactivo, con éxito con elconsiguiente ahorro de inversión en equipos yproductos.

Por qué necesitamos un agente tensioactivo?

Una baja tensión interfacial es esencial para larecuperación de petróleo.La tensión interfacial incide en lo que se llama elNumero Capilar.El numero capilar (Nc), es representado comouna relación que se ha definido para describir lainterdependencia entre las fuerzas viscosas y latensión interfacial y la restricción al pasaje através de un capilar.

Donde (∆P) es la presión diferencial a través deuna longitud dada (L) y σ es la tensión interfacial

entre el petróleo y la fase acuosa.

Otra forma de describir las fuerzas viscosas es a

través de la velocidad que tendrá un fluido através de una garganta poral y la viscosidad delfluido. Lo que se llama avance frontal.

En la Figura 1 se utiliza la que utiliza la velocidada través del poro (velocidad Darcy) y la viscosidaddel fluido a empujar para describir las fuerzasviscosas.Una baja tensión interfacial es esencial para larecuperación de petróleo.

“Relación entre numero capilar y recuperación de crudo”, el númerocapilar típico después de la inyección de agua es ~ 10 –6 y larecuperación de crudo cesa. La recuperación de crudo comenzará acrecer a medida que el número capilar suba.

Figura 1

Para poder recuperar cantidades significativas decrudo, el número capilar debe crecer 3 o 4órdenes de magnitud. Si nos referimos a laecuación de la Figura 1, el número capilar Nc esdirectamente proporcional al producto de laviscosidad µ y la velocidad ! e inversamenteproporcional a la tensión interfacial " .Los valores de viscosidad y velocidad no puedenincrementarse por encima de un factor entre 2 y

10 sin causar daño a la formación; sin embargo latensión interfacial entre el agua de formación y elcrudo atrapado en la formación puede reducirsefácilmente en términos de 1000 a 10.000 vecespor el agregado de tensioactivos especiales.

Un número capilar típico es 10-7. Se necesitauna reducción de 100 a 1000 veces de la tensióninterfacial para mejorar la recuperación depetróleo por alteración del Nc a partir de laadición de agentes químicos al agua de inyección.

Con esto vemos que podríamos aumentar lavelocidad de inyección o aumentar la viscosidad(por ejemplo agregando grandes cantidades de

Numero capilar

Y RECUPERACION DE CRUDO RELACION ENTRE NUMERO CAPILAR

0

20

40

60

80

100

1,E-06 1,E-05 1,E-04 1,E-03 1,E-02

% C r u d o R e c u p e r a d o Nc =

Nc =Numerocapilar

= velocidad Darcy

= Viscosidad

= Tension interfacial

(∆P)

(L) σ

Fuerzas viscosas

Fuerzas iterfacialesNc = =




polímero en un proyecto que lo utilice) pero enforma limitada para no dañar la formación. Deaquí que también se limite el uso de polímeros en

estos trabajos de SP.

De hecho queda en evidencia la importancia deluso de un tensioactivo, pues al bajar la tensióninterfacial podemos aumentar el número capilar eincrementar la producción de crudo aun aexpensas de menores cantidades de polímero.

Surfactantes en proyectos de terciaria

• Probados en campo• Calidad consistente• Se requiere baja concentración• Sistema de un componente• Baja viscosidad

Ejemplo Campo SHO-VEL-TUM (SPE 84904)• En producción por mas de 40 años,

secundaria intensiva, producción 4 bbl/día• ASP comenzó en Feb 98, usando Na2CO3

y tensioactivo de última generación.• Petroleo incremental total > 10,444 bbl

en 1.3 años

Tecnología ASP - Problemas potenciales: (SPE 71492, 71061)

Después de un intensivo proyecto ASP, losresultados pueden resultar exitosos, sin embargoel uso del álcali podrá causar:

• Corrosión de los equipos• Incrustaciones en la formación• Pozos productores obturados que reque-rirán

tratamiento de fractura para que vuelvan aproducir.

• Disminución de desarrollo de viscosidad delpolímero.

• Aumento de consumo de polímero• Mayores costos de mantenimiento

Tecnología LASP (bajo alcali-surfactante- polímero)

• Combina las ventajas del ASP y el SP

• Usa 0.1 – 0.3% álcali• Reduce la adsorción de surfactante• Reduce la degradación del polímero

• Reduce el costo de mantenimiento• Reduce la formación de incrustaciones• Reduce el costo total de tratamiento

Tecnología SP (surfactante – polímero)Super Surfactantes

! Muy efectiva! Se requieren muy bajas concentraciones

de surfactante (0.02% - 0.2%)! Provee ultra bajas tensiones interfaciales

(IFT)! No se necesita tratamiento de agua

intensivo! Tolerante a

! Altos valores de sólidos disueltos! Alto contenido de cationes divalentes! Altas temperaturas

! Ventajas! Dósis bajas de tensioactivo! No se requiere álcali! Menores consumos de polímero! Menor costo de tratamiento de agua! Disminución o eliminación de formación

de incrustaciones! Disminución de costos de mantenimiento

de equipos

Surfactantes inteligentes(en desarrollo – patente pendiente)

! Sistema de un solo componente! Proveerían baja tensión interfacial y

adecuada viscosidad! Tolerante a sales y cationes divalentes! No se requeriría tratamiento de agua! No se requeriría polímero! No se necesitaría unidad de disolución, ó

hidratación! Inversión mínima! Mínimo factor de riesgo

Conclusión:

! Los proyectos donde intervienen lossurfactantes son generalmente más exitososque aquellos que no los incluyen, en cuanto arecuperación de crudo. (% de recuperaciónde crudo entre 10 y 15%)

!La elección del surfactante es importantepara el éxito del proyecto.




! La disminución de la tensión interfacial estarádada por la química del surfactante y su dosisen un medio hidrocarburo-agua determinado.

! Al bajar la tensión interfacial podemosaumentar el número capilar e incrementar laproducción de crudo aun a expensas demenores cantidades de polímero.

! El tratamiento de pozos inyectores con gelesobturantes y/o dispersos favorecerá elresultado de recuperación.

! La buena calidad de agua a utilizar en lapreparación de soluciones, aumenta laeficiencia de los químicos a utilizar.

! La aparición de super surfactantes en elmercado ha demostrado que se puede

eliminar el uso de álcali, la disminución en elconsumo de polímero y el costo deinstalaciones.

Referencias:

.- www.mktechsolutions.com/Surfactants.htm

.- www.oil-chem.com/eor.htm

.-SPE 84904, 84075, 71491, 57288, 49018, 36748

.-Hart’s Petroleum Engineering International, Dec.

1998..- DOE/PC/910087-0328 (OSTI ID: 3994).- JCT Consultores – Uso de tensioactivos en proyectosde recuperacion asistida..- Tiorco Inc. – Proyectos de recuperacion terciaria queutilizan quimicos especiales.

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