7 Métodos químicos de recuperación La explotación de un yacimiento de petróleo ocurre básicamente en tres etapas. En la primera, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el efecto de gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del yacimiento. Cuando la presión del medio se hace inadecuada, o cuando se están produciendo cantidades importantes de otros fluidos (agua y gas, por ejemplo), se inicia entonces la segunda fase, la cual consiste en inyectar dentro del yacimiento un fluido menos costoso que el crudo para mantener un gradiente de presión. En estas dos primeras etapas se logra recuperar un promedio aproximado de 25% a 30% del petróleo original en sitio (POES), quedando el resto atrapado en los poros de la estructuradel reservorio debido a fuerzas viscosas y capilares, además de la presencia de fracturas naturales o regiones de alta permeabilidad causantes de que el agua inyectada fluya a través de canales potenciales de menor resistencia y dejando cantidades importantes de crudo atrapado en la formación. Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene todavía un estimado de 60-80% del POES. Numerosos métodos han sido estudiados para la recuperación, al menos parcial, de estas grandes cantidades de crudo remanente en los pozos. Entre ellos encontramos métodos consistentes en inyección de fluidos miscibles con el petróleo y de gases a altas presiones, bien sea en forma separada o combinada, todos ellos como parte de la tercera etapa de la recuperación de crudos. También, bajo condiciones óptimas una solución de surfactantes -que puede contener cosurfactantes, electrolitos, polímeros, entre otros- inyectada al reservorio tiene el potencial de solubilizar el crudo, dispersándolo de manera efectiva en forma de una emulsión. Existen otros métodos pertenecientes a la tercera fase de recuperación conocidos como métodos de recuperación mejorada con
aditivos químicos, los cuales han sido ampliamente estudiados por representar una exitosa, a pesar de que han sido desechados en ocasiones en las que el precio del petróleo es bajo, donde el principal argumento señalado es la baja rentabilidad del proceso, debida principalmente a los costos de los aditivos químicos.
7.1 Definiciones Factor de Recuperación por métodos convencionales: < 33% OOIP, a nivel mundial. Los métodos químicos son caros y requieren mucha planeación, pero se estima que a largo plazo serán esenciales para incrementar el FR. Actualmente, se tiene mejor conocimiento de proyectos pasados, lo que permite mejorar los proyectos actuales. ¿QUÉ SE USA EN LOS MÉTODOS DE RECUPERACIÓN QUÍMICOS? Polímeros Surfactantes Álcalis
Combinación de varios químicos:
ASP (Álcali-Surfactante-Polímero) MP (Miscelares-Polímeros)
¿CUÁLES SON LAS PRINCIPALES LIMITACIONES DE LA INYECCIÓN DE QUÍMICOS?
Costo de los químicos Pérdida excesiva de químicos: adsorción, reacción con con arcillas y salmueras, disolución Segregación Gravitacional Poco control en largos espaciamientos de pozos Factores Geológicos Grandes variaciones en los los mecanismos de la la inyección de químicos, químicos, tanto tanto areal como seccionalmente
SURFACTANTES: De la palabra del inglés surfactant = surface active agent, agente de superficie o tensoactivo, son sustancias cuyas moléculas poseen un grupo polar hidrofílico, soluble en agua, y un grupo no-polar hidrófobo o lipofílico, soluble en aceite.
TENSIÓN INTERFACIAL: Es la fuerza por unidad de longitud que existe en la interfase entre dos fluidos inmiscibles. La tensión interfacial actúa para mantener el área interfacial a un mínimo. Comúnmente es medida en dinas o mili dinas por centímetro.
MICELA: Es un polímero de asociación en el cual el surfactante alcanza una posición más favorable. En un ambiente no polar, como aceite, se formarían micelas inversas con un exterior lipofílico y un núcleo hidrofílico. El tamaño de las micelas es del orden de 10 a 100 micras y pueden contener varias decenas y aún centenas de moléculas.
MICROEMULSIÓN:
Es una solución micelar en la cual las micelas están hinchadas y se tocan entre ellas; no debe confundirse con una emulsión que posee gotas muy pequeñas. En realidad, se encuentran micelas y micelas inversas en coexistencia, a menudo en una estructura bicontínua. Estas estructuras están asociadas a propiedades físicoquímicas excepcionales como tensiones interfaciales extremadamente bajas y alta solubilización.
POLÍMEROS: Son largas cadenas de moléculas de menor tamaño, llamadas monómeros, unidas mediante enlaces covalentes, con un peso molecular alto (10000 o mayor). Cuando son mezclados con agua, aumentan la viscosidad de la solución. Se tienen dos tipos de polímeros:
TIPO BLOQUE: este tipo de polímero consta de secuencias de grupos hidrofílicos y secuencias de grupos lipofílicos intercalados entre si, para formar una estructura alargada.
TIPO INJERTO: este tipo de polímero se compone de una cadena lipofílica en la cual se injertan grupos hidrofílico.
PH (POTENCIAL DE HIDRÓGENO): Es una medida de la acidez o alcalinidad de una solución. Se define como el valor logarítmico negativo de la concentración de iones hidrógeno (H+). La escala de PH varía de 0 a 14. Las soluciones neutras tienen un pH 7, las ácidas menor que 7 y las básicas o alcalinas, mayor que 7. Debido a que la escala de pH es logarítmica, un valor de Ph = 4 es 10 veces más ácido que el de 5 y 100 veces más ácido que el valor de pH = 6 y así sucesivamente.
7.2 Inyección de solventes Dos fluidos que mesclan juntos en todas las proporciones en una sola fase son miscibles. Los agentes miscibles podrían mezclarse en todas las proporciones en el petróleo que será desplazado, pero la mayoría de ellos solo exhibe una miscibilidad parcial con el petróleo y por eso se les denomina solventes. Muchos, de hecho, pueden ser miscibles con el crudo en condiciones adecuadas, pero la mayoría de los solventes comerciales son inmiscibles con una fase a causa. La inyección de solventes fue uno de los primeros métodos utilizados para extraer el petróleo del medio poroso en la década de 1960. Inicial mente el interés estaba concentrado en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en pequeños tapones y desplazar el LPG por medio de un tapón de gas seco, este proceso resulto cada vez menos atractivo a medida que el valor del solvente aumentaba. A finales de 1970 resurgió el interés debido al aumento de los precios del petróleo y a una mayor confianza en los procedimientos para estimar su recobro. Durante este periodo, el líder de los solventes fue el dióxido de carbono, aun también cuando fueron utilizados muchos otros fluidos. El método mostrado en la figura:
Utiliza varios procesos EOR cuyas principales funciones en el recobro de petróleo son la extracción, disolución, vaporización, solubilidad, condensación o algunos otros cambios en el comportamiento de faces que involucran el crudo. Estos métodos tienen también otros mecanismos de recobro muy importantes como la reducción de la viscosidad, el hinchamiento del petróleo y el empuje por gas en
solución, pero el mecanismo primario es la extracción. Esta puede lograrse con muchos fluidos como: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas natural licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitogeno, gas de combustión y otros. Inyección de CO 2
La inyección de dióxido de carbono es uno de los procesos más utilizados en la recuperación mejorada. Al ser inyectado dentro del reservorio ya sea en estado líquido o gas de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura, genera un frente de desplazamiento que siendo miscible se mezcla con el hidrocarburo durante este proceso. Además, el CO 2 puede también contribuir a la recuperación del petróleo al reducir la viscosidad de ´este.
Existen esencialmente dos métodos de inyección de CO 2. Uno de estos, es inyectar el CO2 en la periferia de un campo donde la producción ha ido decayendo por medios de recobro primario, barriendo el petróleo hacia los posos de producción. En dicho proceso, el agua es usualmente inyectada alternadamente con el CO 2 (Water Alternating Gas WAG), esquema de inyección ver figura. De esta forma se evita tener dos problemas comunes asociados con la inyección continua de dióxido de carbono: una saliente viscosa de CO 2 a través del yacimiento y/o rebasamiento por gravedad del petróleo. Ambos factores reducen
la eficiencia de barrido con el CO 2.
El otro método de recobro es el proceso ”Huff & Puff ”(Inyección Alterna). Donde el CO2 es inyectado dentro del pozo y es cerrado por dos o cuatro semanas. Más tarde el CO2 y el petróleo son extraídos de vuelta por el mismo pozo. Este ciclo de producción e inyección generalmente es repetido 2 o 3 veces. Cada ciclo de producción en que se hace tiene una recuperación menor al ciclo previo, hasta que ya no es viable económicamente inyectar más CO 2. Inyección de Nitrógeno
Los altos costos y limitaciones de disponibilidad de CO 2 y gas natural, han hecho del nitrógeno una alternativa más para recuperación mejorada del petróleo con el uso de la técnica de un frente de desplazamiento con un gas miscible. Además del costo, el uso del nitrógeno ofrece la ventaja de ser un agente no-corrosivo. La determinación del MMP (”Minimum Miscibility Pressure”) del nitrógeno para un determinado tipo de petróleo es fundamental Para asegurar un proceso exitoso del fluyo mi scible dentro del yacimiento. Esto
implica una investigación previa para la establecer una MMP adecuada para cada reservorio en particular. La inyección de nitrógeno es un proceso emergente que aún requiere de mucho trabajo de investigación principalmente en la determinación de la MMP. Una de las características principales del uso del nitrógeno para un desplazamiento miscible es la disminución de la perdida de energía. El impacto que tiene la inyección de nitrógeno es la temperatura que alcanza comparados con los demás agentes utilizados. Esto permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye
dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo d e permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sean más elevadas.
7.3 Inyección de polímeros Los polímeros son macromoléculas (generalmente orgánicas) formadas por la unión de moléculas más pequeñas llamadas monómeras.
En la industria petrolera los polímeros tienen tres usos particulares.
Es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir al agua de inyección un tapón de polímeros, de 200 a 1000 ppm, de un alto peso molecular (2 hasta 5 MM) antes de que esta sea inyectada en el yacimiento. Este proceso mejora la razón de movilidad agua –petróleo lo cual da como
resultado un aumento en la eficiencia de barrido, debido a que se forma un tapón viscoso y este con la inyección de agua va a generar un alto factor de recuperación porque este arrastra con mayor facilidad los fluidos presentes en el yacimiento. Descripción d el Proceso
Los pasos cruciales en el diseño del proceso es la selección del polímero y la concentración. Se requieren pruebas de laboratorio cuidadosas y aun, después de esto, los resultados se deben relacionar con el campo. Los polímeros más utilizados son los solubles en agua e insolubles en aceite y alcohol. Actualmente, se usan tres tipos de polímeros: Los poliacrilamidas, los polisacáridos y los polioxidos de etileno. Los dos primeros son los más aplicados en pruebas de campo, siendo los poliacrilamidas los más populares, debido a que, además de aumentar la viscosidad, alteran la permeabilidad de la roca en las zonas invadidas, lo cual también baja la movilidad efectiva del agua inyectada. La inyección de polímeros (generalmente poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas o HPAM) provee un mejor desplazamiento mejorando la eficiencias de barrido areal y vertical, incrementado la recuperación debido al aumento de la viscosidad del agua, lo que produce una disminución de la movilidad de agua. Los polímeros tales como las poliacrilamídas o polisacáridos se pueden adicionar al agua de inyección. Proyecto típicos requieren de 2 a 3 lb, de polímero por barril de petróleo producido. Ya que muchas veces el agua de formación afecta a los polímeros adversamente, la solución polímera es frecuentemente precedida por una solución de baja salinidad (preflush). La solución polímera es usualmente inyectada como un slug, seguido por un agua de baja salinidad, y con agua de alta salinidad usada para desplazar el agua de baja salinidad. Este procedimiento se realiza para reducir la mezcla de la solución polímera con agua de alta salinidad. Para disminuir el contraste de movilidad entre la solución polímera y el agua detrás de esta, la concentración polímera puede ser gradualmente reducida al final del slug. El efecto primario del polímero es hacer densa al agua de tal manera que sea más eficiente en desplazar el petróleo. La inyección polímera probablemente no reduce la saturación residual del petróleo, pero reduce la cantidad de agua que debe ser inyectada antes de alcanzar la saturación residual.
El uso de polímero también puede incrementar el porcentaje del patrón de inyección que es barrido por el fluido inyectado. Algunos procesos usan un slug surfactante adelante de la solución polímera. Los requerimientos típicos de químicos para este proceso son de 15 a 25 lb, de surfactante por lb de petróleo producido. Los surfactantes reducen la tensión interfacial tal que la saturación residual del petróleo se reduce. Com parativo co n o tros m é tod os de recu peración •
Recuperación por desplazamiento con agua con polímeros. (Recuperación Mejorada) Se obtiene de un 50 a 55%.
•
Método de Inyección de Agua Llana (Recuperación Secundaría) (30 – 40% de Recuperación)
•
Inyección de Vapor (Cíclica) (Recuperación Mejorada) (15 – 30% de Recuperación adicional) Es un método térmico. El mismo pozo inyector es el productor.
•
Desplazamiento con gas enriquecido (con condensados) (Recuperación Mejorada) Recuperación de 10-20% siendo un total de 50-60%.
Factibilidad de aplicación •
Aceite Gravedad > 25 ° API Viscosidad < 150 cp (preferiblemente < 100)
• Yacimiento
Saturación de petróleo < 10 % del VP de petróleo móvil Espesor neto No critico Profundidad < 9000 pies Razón de movilidad 2 – 40 Permeabilidad > 20 md Factor de Heterogeneidad 0,5 - 0,85 •
Agua Congénita Salinidad preferiblemente baja. Litología Areniscas preferiblemente.
Se deben evitar las calizas con alta porosidad.
•
Factores Favorables Condiciones apropiadas para La inyección de agua. Alta saturación del petróleo móvil. Alto capacidad de almacenamiento.
•
Factores Desfavorables Fracturas extensivas. Empuje fuerte de agua. Capa de gas. Alto contraste de permeabilidad. Agua de formación altamente salina. Problema de inyectabilidad severo. Alto contenido de arcilla y calcio
Ventajas y desventajas de usos de polímeros •
Ventajas de polímeros Mejoran el barrido vertical Son muy viscosas cuando son altamente diluidas. Mejora la razón de movilidad agua- petróleo. Son los más aplicables en pruebas de campo. Factor económico
•
Desventajas de polímeros Son sensibles a la salinidad. Taponamiento que se origina en la formación. Es muy susceptible al ataque bacterial. Son muy costosas al momento de tener problemas. Efecto de esfuerzos y altas temperaturas. Agua de alta calidad.
Ecuacio nes qu e describen en p roc esos d e inyección de polím eros
Avance horizontal del frente de invasión en yacimientos horizontales
En este caso α=0Ί y, además, se considera que los efectos capilares son muy pequeños, ∂Pc/∂x→0
Avance del frente de invasión buzamiento arriba Ecuación: En este caso α >0Ί y ∂Pc
Avance vertical del frente de invasión Ecuación: En este caso α=90Ί, sen(α)=1 y ∂Pc/∂x→0
Mecanismos de movilidad
Con este método se pretende aumentar la viscosidad del agua y por lo tanto mejorar la relación de movilidades del agua con respecto al aceite. Los polímeros son del tipo lineal forman pequeños filamentos por lo tanto son susceptibles a la fuerza (por eso no se usan aspas con filo en los agitadores) son una sucesión de monómeros células que se unen unas a otras en forma lineal, los polímeros acrílicos son los más aprovechados.
8 Otros métodos de recuperación de hidrocarburos Típicamente sólo 30 por ciento del petróleo de un pozo petrolero puede extraerse con los métodos tradicionales, por tanto, quedan enormes cantidades de petróleo por recuperar de los puntos de extracción actuales o incluso de los ya abandonados; esto se debe a que la mayor cantidad del petróleo se encuentra en el medio poroso o matriz, es decir, en la roca: llámese areniscas, calizas o carbonatos, por citar algunos ejemplos. Existen tecnologías, procesos o mecanismos conocidos como: Recuperación Terciaria o Mejorada de Petróleo (EOR por sus siglas en inglés “Enhanced Oil Recovery”), cuya aplicac ión puede ayudar a recuperar entre 10 y 20 por ciento del
petróleo original en sitio, lo cual podría parecer poco, pero resulta increíble para la industria petrolera de acuerdo con las tasas de recuperación y producción actuales.
8.1 Definiciones 8.2 Inyección de gas La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento. Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas. Ferrer señala como las más importantes: las propiedades de los fluidos en el yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento. El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas, como este es más liviano que el petróleo, tiende a formar una capa superficial de gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte más baja de la capa, dará como resultado una formación de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción relativamente elevadas, recobrando en un tiempo más
corto lo que por medio natural requeriría un periodo más largo. Además, el gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presión y, en consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. Otros beneficios de la inyección de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados, y en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Además, como se dispone de gas en algunas áreas de producción, ya sea del mismo yacimiento que se está explotando o de otras fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin presentar mayores dificultades.
Tipos de inyección. Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: inyección de gas interna e inyección de gas externa. Inyección de gas interna o d ispersa.
Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco tiempo de haber sido inyectado.
Car ac ter ís ti ca s:
1. Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. 2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. 3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Ventajas:
1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. 2. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. Desventajas:
1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy pozo o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la experiencia de la inyección de gas en yacimientos del Campo Oveja en Venezuela, ha mostrado que la segregación gravitacional ha sido el principal mecanismo de recobro. 2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. 3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. 4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción. Inyección de gas externa:
Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. Características:
1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo.
2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md. 3. Los `pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran. Ventajas:
En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna. 1. La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior. 2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. 3. El factor conformación es generalmente mayor.
Desventajas:
1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. 2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. 3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas externa.
8.3 Inyección de espumas Como solución a este problema se ha implementado el uso de espumas, algunos estudios han buscado entender el comportamiento del flujo dela espuma y su aplicación en los procesos de flujo de gas. Lopera y al, mostraron que la espuma es eficiente para desviar el flujo de gas de una muestra de roca de alta permeabilidad, en la cual se ha formado espuma in situ, esta muestra está conectada en flujo paralelo con una muestra de baja permeabilidad, entonces la espuma actúa como un fluido divergente permitiendo que el gas se canalice hacia otras zonas donde no penetraba por efecto del flujo preferencial. Característica de la espuma
La célula unitaria de la espuma es una burbuja, esta puede estar en la superficie o en el seno del líquido, la ubicación y la forma de burbuja permite clasificar la espuma como esférica o poliédrica. En la espuma esférica, las burbujas estánenel interior del liquido, donde las presiones externas o internas son las mismas, por lo que el sistema esta en equilibrio. Las espumas poliédricas pueden ser considerado como el resultado del resbalamiento del líquido a través de la espuma esférica, estas espumas están formadas por células de gas separadas una de las otras por finas laminas liquidas. La célula unitaria de la espuma es una burbuja, esta puede estar en la superficie o en el seno del líquido, la ubicación y la forma de burbuja permite clasificar la espuma como esférica o poliédrica.
Calidad Es el volumen de gas expresado en fracción o porcentaje del volumen total de la espuma, las espumas con una calidad igual o mayor a 90%, se les considera espumas secas. Textura Es el tamaño promedio de las burbujas que constituyen la espuma, la textura determina como fluirá la espuma en medio permeable: si ésta es mucho menor que el diámetro poral, la espuma fluye como burbujas dispersas en los canales de los poros, si la textura es mayor que el diámetro del poro, fluye como una progresión de láminas que separan burbujas indiviales de gas Rango del tamaño de las burbujas:
Puede ser considerado como un parámetro para la calificar la estabilidad de las espumas. Si el rango de distribución del tamaño de las burbujas es muy amplio, es muy probable que la espuma sea inestable. Estabilidad o Persistencia de las Espumas También llamada durabilidad, la estabilidad de las espumas puede ser entendida al ver una película de líquido separando burbujas de gas. Montaje experimental y metodología 1) Preparación y evaluación de fluidos y muestras Preparada con agua y se observa por 7 días Prueba de estabilidad a 100C y P. Atmosférica Realizar ensayos para verificar la compatibilidad con los fluidos del yac. Estas pruebas se realiza n para que no exista una reacción indeseable
2) Estudio de canalización de gas sobre un núcleo
8.4 Inyección de soluciones alcalinas Fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali. Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos; a medida que el agua alcalina y el petróleo reaccionan, se van produciendo sustancias jabonosas (Surfactantes) en la interfase petróleo-agua, que traen como consecuencia la producción del petróleo. El agua de inyección puede ser convertida en una solución alcalina adicionando de uno a cinco por ciento en peso de hidróxido de sodio al agua. Otros agentes alcalinos utilizados son; ortosilicato de sodio, metasilicato de sodio y carbonato de sodio, con un ph de la solución inyectada en el rango de 11 a 13. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los hidrocarburos, con lo cual se logra generar y activar surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificaci on espontanea o por cambios de la mojabilidad. El hidrocarburo debe contener componentes ácidos para que reaccione con la solución inyectada. Se considera que el numero acido mínimo para que el hidrocarburo responda a la solución alcalina sea del orden de 0.2 a 0.5 mg/g.
A un cuando el método ha resultado eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso es la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales dentro de la formación, fenómeno conocido como formación de escamas. Consiste en la inyección de soluciones alcalinas en la formación. Estas reaccionan con los ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar surfactantes naturales que traen como consecuencia
directa mejoras en la movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, ya sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación espontánea. Aunque este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este proceso, es la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y consumo de álcali.
8.5 Inyección de surfactantes El objetivo de este método es disminuir la tensión interfacial entre el crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado, generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua. Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch, incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tenso activos o
surfactantes) en el agua. Estos aditivos químicos reducen las fuerzas capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de surfactante desplaza la mayoría del crudo, formando un banco fluyente de agua-petróleo que se propaga delante del batch o tapón de surfactante.
Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos oxialquilados y sulfanatos. Aun cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado exitosas, la mayoría no han sido rentables debido a los altos costos de los surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar alternativas que permitan la disminución de los costos.
