trabajo fisico - surfactantes (autoguardado)

7/18/2019 Trabajo Fisico - Surfactantes (Autoguardado)

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LOS SURFACTANTES Y SU APLICACIÓN EN LAINDUSTRIA PETROLERA

CRISTHIAN MARTIN TRUJILLOHECTOR HERNAN MESA VASQUEZ

JEISON PEÑA LONDOÑONELSON FABIAN TIQUE

YANET VELEZ MORALES

Técnico Laboral en Producción de Pozos de Petroleros

ECAPETROL SASESCUELA DE CAPACITACION PETROLERA

VILLAVICENCIO – META2013



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LOS SURFACTANTES Y SU APLICACIÓN EN LAINDUSTRIA PETROLERA



YANET VELEZ MORALES





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YANET VELEZ MORALES

LOS SURFACTANTES Y SU APLICACIÓN EN LA

INDUSTRIA PETROLERA

DocenteJORGE ELIECER CARDENAS D.

Ingeniero de Petróleos





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TABLA DE CONTENIDO

Pag.

1. Que es un surfactante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2. Etimología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

3. Que es una micela . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

4. Que es Tensión Interfacial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

5. Factores que influyen en la reducción de la Tensión Interfacial. . 10

6. Que es una micro emulsión. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

7. Fundamento teórico de los surfactantes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

8. Propiedades de los surfactantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

8.1. ADSORCION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

8.2. ASOCIACION . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

8.3. SOLUBILIZACION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

9. Condiciones del fluido para la aplicación de surfactantes . . . . . . . . . 16

10. Objetivo de la utilización de surfactantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17

11. Clasificación de los surfactantes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18

12. Elección del surfactante . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

13. Causas por las cuales se necesita un surfactante . . . . . . . . . . . . . . . 21

14. Inyección de surfactantes en Yacimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

15. Los surfactantes en perforación de pozos petroleros . . . . . . . . .. . . . 24

16. Surfactantes en operaciones de producción de petróleo . . . . . . . . . . .29

17. Surfactantes en los productos de refinación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34



5

18. Resumen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

19. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41

20. Bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43



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1. QUE ES UN SURFACTANTE.

Un surfactante es una sustancia, también conocida como agente tensioactivo, sonagentes de humectación, que por su doble afinidad que le confiere su estructura

molecular, constituida por una parte polar (hidrofilica) y otra apolar (lipofilica),tienen actividad interfacial y se absorbe a una interfase liquido/liquido o a unasuperficie solido/fluido en forma orientada, disminuyendo la tensión superficial deun liquido, permitiendo una mayor facilidad de dispersión y bajando la tensióninterfacial entre dos líquidos, son de uso común en prácticamente todas las ramasde la industria petrolera.

También se puede decir que los surfactantes son usualmente compuestosorgánicos amfifílicos, o que contienen grupos no polares hidrófobos o lipofílicos,solubles en hidrocarburo (colas) y grupos polares hidrofílicos (cabezas) solublesen agua. Por ello son solubles en solventes orgánicos y en agua.

La mayoría de los surfactantes son líquidos viscosos, suspensiones o soluciones;sin embargo, hay algunos sólidos que vienen en forma de cristales, de hojuelas yde ceras.

Los surfactantes utilizados son sulfonatos de petróleo derivado del crudo y con alta

actividad interfacial.

Shlumberger (2005). Nuevas Aplicaciones para los Surfactantes Vioelásticos



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Sulfonato Texas 1.

(Microfotografía de una emulsión agua en petróleo crudo)

2. ETIMOLOGIA

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



8

3. QUE ES UNA MICELA

Es un polímero de asociación en el cual el surfactante alcanza una posiciónmás favorable. Las micelas formadas en un ambiente acuoso pueden tener unavariedad de formas, con un exterior hidrofílicos y un núcleo hidrofóbico. 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 a100 y pueden contener varias decenas y aún centenas de moléculas.

(Rivas, H, Gutierrez, X (1999). “Los Surfactantes: comportamiento y algunas aplicaciones en

la Industria Petrolera” Pag. 3)

También se puede decir que las micelas son compuestos orgánicos provenientesde petróleo crudo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en aguareducen la tensión interfacial.

Igualmente son moléculas que contienen un segmento liposoluble (soluble enaceite) y otro hidrosoluble (soluble en agua). La solubilidad parcial tanto en aguacomo aceite permite al surfactante ocupar la interface.



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Las terminaciones lipofílicas de las moléculas de surfactante se disuelven en el

crudo, mientras que las terminaciones hidrofílicas cargadas permanecen en el

exterior, rodeando el resto de la micela hidrofóbica.

Muchos surfactantes pueden también ingresar a una solución como micelas. Laconcentración a la cual el surfactante comienza a formar micelas se conoce comoconcentración micelar crítica.

Esta, puede detectarse mediante diferentes métodos, ya que diversaspropiedades presentan en esta zona una discontinuidad en su variación. Losmétodos más empleados se basan sobre la variación de la tensión superficial(todos los tipos de surfactante) y de la conductividad electrolítica de lassoluciones (sólo surfactantes iónicos)

Cuando las micelas se forman en el agua, sus colas forman un núcleo

que puede encapsular una gota de crudo.

Cuando se forman en la fase orgánica, la micela se conoce como micelainversa. En este caso las cabezas forman el núcleo y las colas mantienen uncontacto favorable con el crudo.

4. QUE ES TENSION INTERFACIAL:

Es la fuerza por unidad de longitud que existe en la interface entre dos fluidosinmiscibles. La tensión interfacial actúa para mantener el área interfacial a unmínimo. Comúnmente es medida en dinas o mili-dinas por centímetro

Otra forma de definir es como la fuerza por unidad de longitud que se requierepara crear una nueva fuerza de superficie entre dos fluidos in-misibles.

CONCENTRACION SALINA

(Rivas. H, Gutíerrez, X (1999). “Los surfactantes: Comportamiento y algunas aplicaciones enla Industria petrolera. Pag. 6)



10

5. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA REDUCCION DE LA TENSIONINTERFACIAL

5.1. Cadena de Hidrocarburos

5.2. Carga interfacial

5.3. Absorción del Surfactante

5.4. Angulo de Contacto

(Salager J (2005): “Recuperación Mejorada del Petróleo ”. Pág.17)

6. QUE ES UNA MICROEMULSION

Es una solución micelar en la cual las micelas están hinchadas y se tocan entreellas, no debe confundirse con una emulsión que posee gotas muy pequeñas. Enrealidad, se encuentran micelas y micelas inversas en coexistencia, a menudo enuna estructura bicontínua. Estas estructuras están asociadas a propiedades físicoquímicas excepcionales como tensiones interfaciales extremadamente bajas y altasolubilización



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7. FUNDAMENTO TEORICO DE LOS SURFACTANTES

7.1. FUERZA CAPILAR VS FUERZAS VISCOSAS

Las fuerzas capilares son las principales responsables de la saturación residual de

petróleo presente en zonas barridas por agua

La relación entre fuerzas viscosas y fuerzas capilares está dada por el númerocapilar, NC.

Donde,

Nc : es el número capilar V : velocidad del fluido de empuje

μ : viscosidad del fluido de empuje

σ : tensión interfacial

Considerando dos poros en paralelo con un poro superior que contiene un glóbulode petróleo atrapado por fuerzas capilares; la ecuación de laplace nos permitecalcular la caída de presión a través de la interfase.

P = σ . Ґ Donde, P =Caída de presión



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σ = Tensión interfacial

Ύ = Curvatura, aproximadamente el inverso del radio del poro En el poro inferior la fase continua, agua o salmuera, puede fluir y ejercer entoncesuna fuerza de drenaje dada por las relaciones de darcy o de poiseuille para uncapilar:

P =Diferencia de presión entre los extremos del glóbulo

L = Longitud del glóbulo de un poro o grano de arena

V = Velocidad superficial de desplazamiento de la fase continua

μ = Viscosidad de la fase continua

K = Permeabilidad del medio poroso.

Tomando como valores típicos:

Ύ = 0.1 mm-1

L = 100 mm

Pcapilar = 1000 Pa

μ = 1 cP

v = 1 m/día

Pviscoso = 11.73 Pa

σ = 10 dina/cm

k = 100 milidarcies

se han calculado fuerzas capilares 1000 a 10000 veces más altas que las fuerzasviscosas que se pueden lograr por inyección de fluidos



13

.

(Donaldson, E.C., Chilingarian, G.V., Yen, T.F(1989): “Enhanced Oil Recovery, II Processes and

Operations ”. Pág.255)

8. PROPIEDADES DE LOS SURFACTANTES:

Los surfactantes reducen la tensión superficial del agua adsorbiéndose a lainterfase líquido-gas.

Ellos también reducen la tensión interfacial entre el crudo y el agua por adsorciónen la fase líquido – líquido.



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Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedadesfundamentales de estas sustancias:

8.1. ADSORCION

La capacidad de adsorberse a las interfases - la adsorción: es un

fenómeno espontáneo impulsado por la disminución de energía libre del surfactanteal ubicarse en la interfase y satisfacer total o parcialmente su doble afinidadpolar - no polar. La absorción de un surfactante en una superficie gas-liquido o enuna interfase liquido-liquido, produce en general una reducción de la tensiónsuperficial o interfacial.

8.2. ASOCIACION

Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas

asociación:

fenómeno impulsado por efectos hidrófobos cuando se añade más surfactante a unasolución acuosa



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La superficie o la interfase se encuentra saturada por moléculas de surfactante

Provoca la sustracción de la cola del surfactante del contacto con moléculas deagua, ocasionando un contacto más favorable con las partes apolares de otrasmoléculas del surfactante, formando estructuras organizadas (micelas)

La concentración a la cual aparecen las primeras micelas es la ConcentraciónMicelar Crítica (CMC), y puede detectarse mediante diferentes métodos, ya quediversas propiedades presentan en esta zona una discontinuidad en su variación.Los métodos más empleados se basan sobre la variación de la tensión superficial(todos los tipos de surfactante) y de la conductividad electrolítica de las soluciones(sólo surfactantes iónicos)

8.3. SOLUBILIZACION

Solubilización Las soluciones micelares poseen una propiedad muy

importante, llama capacidad de solubilización. Pueden solubilizar

sustancias apolares (aceites, hidrocarburos) o anfífilas (alcoholes).

A partir de la concentración micelar crítica (CMC), la solubilización aumentaconsiderablemente, ya que el hidrocarburo penetra dentro del corazón de lasmicelas.

En ciertos casos la solubilización puede ser considerable y seobservan sistemas llamados micro emulsiones.



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Solubilización del petróleo en las micelas

(Co – micelización del Alcohol y solubilización petróleo en las micelas)

9. CONDICIONES DEL FLUIDO PARA LA APLICACIÓN DESURFACTANTES

9.1. CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS



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9.2. CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO

10. OBJETIVO DE LA UTILIZACION DE SURFACTANTES

El objetivo principal es recobrar el petróleo residual de 10 a 20% del volumen

poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyecciónde agua.

Las primeras investigaciones en las inyecciones con surfactantes, se llevaron a

cabo con la idea de bajar la tensión interfacial entre el petróleo y el agua a valores

muy pequeños (menores a 0,001 dinas/cm), de modo que el petróleo atrapado se



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haga móvil y sea desplazado por el fluido inyectado, es decir, que ocurra un

desplazamiento miscible.

(Rivas. H, Gutiérrez, X (1999). ¨Los Surfactantes: compo rtamiento y algunas apl icaciones en la Industr ia Petrolera ̈. Pag.3)

11. CLASIFICACION DE LOS SURFACTANTES

Un surfactante puede ser clasificado por la presencia de gruposformalmente cargados en sus cabezas o grupos polares.

Un surfactante no iónico no tiene grupos con carga en sus cabezas.La cabeza de un surfactante iónico lleva una carga neta. Si la carga es negativa, el sur factante es aniónico; si la carga es posit iva enton ces será catiónico.

Si un surfactante t iene una cabeza con do s grupos de cargas op uestas , s e lo conoc e como anfo téric o.

Algunos surfactantes comunmente encontrados son:

11.1. ANIÓNICOS

Basados en aniones sulfato, sulfonato o carboxilato.

11.1.1. Dodecil sulfato de sodio (SDS),



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11.1.2. Lauril sulfato de amonio y otras sales de alquil Sulfato

11.1.3. Lauril eter sulfato de sodio (SLES)

11.1.4. Alquil benceno sulfonato 11.1.5. Jabones y sales de acidos grasos

11.2. CATIÓNICOS

Basados en cationes de amonio cuaternario

11.1.1. Bromuro de cetil trimetil amonio (CTAB).

11.1.2. Bromuro de hexadecil trimetil amonio y otras sales dealquil trimetil amonio. Cloruro de cetil piridinio (CPC)

11.1.3. Cloruro de cetil piridinio (CPC)11.1.4. Amina polietoxilada (POEA)

11.1.5. Cloruro de benzalconio (BAC

11.1.6. Cloruro de bencetonio (BZT)

11.3. ANFOTÉRICOS

11.3.1. Dodecil betaina 11.3.2. Oxido de dodecil dimetil amina11.3.3. Cocoamido propil betaina11.3.4. Coco amfo glicinato

11.4. NO IÒNICOS

11.4.1. Alquil poli oxido de etileno11.4.2. Copolímeros de poli oxido de etileno y oxido de propilenollamados comercialmente polioxaminas.11.4.3. Alquil poli glucósidos, incluyendo:11.4.4. Octil glucósido11.4.5. Decil maltosido11.4.6. Alcoholes grasos11.4.7. Alcohol cetilico

11.4.8. Alcohol oleico11.4.9. Cocoamida metil eter,11.4.10. Cocoamida di etil eter,11.4.11. Cocoamida trietil eter

12. ELECCION DEL SURFACTANTE

Desde que cada proyecto de recuperación terciaria es independiente,

único y las condiciones varían, es extremadamente importante diseñar y formular



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el agente tensioactivo adecuado con el objeto de optimizar el tratamiento.

En los últimos tiempos han aparecido en el mercado nuevos agentes

tensioactivos que permiten la implementación de técnicas SP y aun solo agentetensioactivo, con éxito, con el consiguiente ahorro de inversión en equipos

y productos.

12.1 TECNOLOGIA (ASP) Alcali-surfactante-polímero

Problemas potenciales: (SPE 71492, 71061)

Después de un intensivo proyecto ASP, los resultados pueden resultar exitosos, sinembargo el uso del álcali podrá causar:

12.1.1. Corrosión de los equipos

12.1.2. Incrustaciones en la formación12.1.3. Pozos productores obturados que requerirántratamiento de fractura para que vuelvan a producir.

12.1.4. Disminución de desarrollo de viscosidad del polímero.12.1.5. Aumento de consumo de polímero12.1.6. Mayores costos de mantenimiento12.1.7.

12.2. TECNOLOGIA (SP) (surfactante - polímero) Super Surfactantes

12.2.1. Muy efectiva

12.2.1.1. Se requieren muy bajas concentraciones de surfactante(0.02% - 0.2%)12.2.1.2. Provee ultra bajas tensiones interfaciales (IFT)12.2.1.3. No se necesita tratamiento de agua intensivo

12.2.2. Tolerante a:

12.2.1. Altos valores de sólidos disueltos12.2.2. Alto contenido de cationes divalentes12.2.3. Altas temperaturas

12.2.3. Ventajas:

12.2.3.1. Dósis bajas de tensioactivo12.2.3.2. No se requiere álcali12.2.3.3. Menores consumos de polímero12.2.3.4. Menor costo de tratamiento de agua12.2.3.5. Disminución o eliminación de formación de incrustaciones



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12.2.3.6. Disminución de costos de mantenimiento de equipos

12.3. TECNOLOGÍA LASP (bajo alcali-surfactante polímero)

12.3.1. Combina las ventajas del ASP y el SP

12.3.2. Usa 0.1 – 0.3% álcali 12.3.3. Reduce la adsorción de surfactante 12.3.4. Reduce la degradación del polímero 12.3.5. Reduce el costo de mantenimiento 12.3.6. Reduce la formación de incrustaciones 12.3.7. Reduce el costo total de tratamiento

13. CAUSAS POR LAS CUALES SE NECESITA UN SURFACTANTE

13.1. Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de

petróleo. 13.2. La tensión interfacial incide en lo que se llama el Número Capilar. 13.3. El número capilar (Nc), es representado como una relación que

se ha definido para describir la interdependencia entre las fuerzasviscosas y la tensión interfacial y la restricción al pasaje através de un capilar.

Donde (ΔP) es la presión diferencial a través de una 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 a través de una garganta poral y la viscosidad del fluido. Lo quese llama avance frontal.

En la Figura 1 se utiliza la que utiliza la velocidad a través del poro (velocidadDarcy) y la viscosidad del fluido a empujar para describir las fuerzas viscosas.

Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de petróleo.



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GRAFICA DE RELACION ENTRE NUMERO CAPILAR Y RECUPERACION DE CRUDO

“Relación entre número capilar y recuperación de crudo”, el número capilar típico

después de la inyección de agua es ~ 10 –6 y la recuperación de crudo cesa. La

recuperación de crudo comenzará a crecer a medida que el número capilar suba.”

Figura 1

Para poder recuperar cantidades significativas de crudo, el número capilar debecrecer 3 o 4 órdenes de magnitud. Si nos referimos a la ecuación de laFigura 1, el número capilar Nc es directamente proporcional al producto dela viscosidad µ y la velocidad ν e inversamente proporcional a la tensión

interfacial σ Los valores de viscosidad y velocidad no pueden incrementarse por encima de

un factor entre 2 y 10 sin causar daño a la formación; sin embargo la tensión

interfacial entre el agua de formación y el crudo atrapado en la formación puede

reducirse fácilmente en términos de 1000 a 10.000 veces por el agregado de

tensioactivos especiales.

Un número capilar típico es 10-7. Se necesita una reducción de 100 a 1000veces de la tensión interfacial para mejorar la recuperación de petróleopor alteración del Nc a partir de la adición de agentes químicos al agua deinyección.

Número Polar

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

20

0

100

80

60

40

% C

r u d o R e c u p e r a d o Nc = v µ / σ

σ = Tension interfacial

Nc = Numero capilar

v = velocidad Darcy

µ = Viscosidad



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Con esto vemos que podríamos aumentar la velocidad de inyección o

aumentar la viscosidad (por ejemplo agregando grandes cantidades depolímero en un proyecto que lo utilice) pero en forma limitada para no dañar laformación. De aquí que también se limite el uso de polímeros en estos trabajos de SP.

De hecho queda en evidencia la importancia del uso de un tensioactivo, pues albajar la tensión interfacial podemos aumentar el número capilar e incrementar la

producción de crudo aun a expensas de menores cantidades de polímero.

14. INYECCION DE SURFACTANTES EN YACIMIENTOS

La declinación temprana de yacimientos ha ocasionado el auge de nuevastecnologías que buscan mejorar el rendimiento del reservorio. Es por ello, quedentro de la recuperación mejorada del petróleo se enmarcan los mecanismos derecuperación química, los cuales, tienden a disminuir la saturación residual dehidrocarburo e incrementar la eficiencia de barrido. De esta manera, la inyecciónde surfactante reduce la tensión interfacial, aumentando el número capilar, asícomo la movilidad del banco de petróleo hacia los pozos productores.

Su principio de funcionamiento se basa en la aplicación de un tapón desurfactantes dentro del medio poroso, seguido de una píldora de polímeros quegarantiza un mayor empuje de la fase continua de crudo residual, entrampado enlas gargantas de los poros. Para la aplicación de este proceso se necesitan unaserie de características que permitan un óptimo rendimiento del mismo, dentro deellas se puede destacar la temperatura, la cual es un parámetro importante querige el comportamiento del tensioactivo, ya que se refleja como una limitante almomento de introducir este tipo de recobro mejorado en la industria.

Por otra parte, al hacer referencia al caso de estudio donde se empleó esterecobro mejorado, se pudo observar que luego de un período de inyección cíclicade vapor, se encontraron problemas de canalización lo que ocasionó unareducción en la eficiencia de estos procesos cíclicos y se implementó la inyecciónde sulfanatos con el propósito de lograr un perfil de producción estable a fin deestimular zonas de baja permeabilidad y mejorar la recuperación de crudo residual.

La producción de un yacimiento se basa en la construcción de modelos dinámicosque reflejen el comportamiento y características de los fluidos presentes en él, con

el objeto de cuantificar volúmenes de hidrocarburo recuperables y por endeplanificar de manera adecuada los procesos para su extracción exitosa.

Inicialmente el desplazamiento del petróleo implica el empuje proveniente de laenergía natural del reservorio, pero a medida de que decrece su período de vidaútil es necesario la implementación de ciertos procesos de recobro mejorado paraestimular y aumentar el rendimiento del mismo.



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La mayoría de estos mecanismos tienen como objeto el control de la movilidad delcrudo, puesto que se vincula con la capacidad de desplazamiento que puedeposeer cualquier fluido inyectado en el reservorio. Es así como, la razón demovilidad debe tender a valores menores a uno, lo cual garantiza que el fluidodesplazo presente un barrido óptimo, evitando que la fase desplazante se mueva

más fácil en el medio poroso y con ello disminuyendo los problemas decanalización en el yacimiento.

Aunado a lo anterior, otro factor determinante para la eficiencia de desplazamientoes el número capilar, el cual establece la relación entre fuerzas viscosas y fuerzascapilares, y por ende a mayor número capilar mayor movilidad del crudo residualpresente en los poros de la roca. De esta manera, la recuperación del petróleo seencuentra regida por ambos factores y por lo tanto, un cambio ya sea en la tensióninterfacial, en la viscosidad del hidrocarburo o en las permeabilidades efectivaspuede ocasionar una estimulación o problema en la producción del yacimiento.

15. LOS SURFACTANTES EN PERFORACION DE POZOS PETROLEROS15.1. PROCESO DE INYECCION

Generalmente, para asegurarse de que la movilidad este bien controlada el tapónde surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros.

Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra lassales minerales del agua de formación por la precipitación o secuestro de cationes



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divalentes. Los aditivos más populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfatode sodio.

15.1.1. LODOS DE PERFORACION

Los lodos de perforación son fluidos complejos que suelen poseer variaspropiedades, de acuerdo al papel que deben jugar. El lodo de perforación deberemover el calor producido por el trabajo de la barrena; por su papel de agenteenfriador contiene agua. También debe lubricar las partes móviles, y por esocontiene aceite. Además deben ser densos; y por eso contiene sólidossuspendidos como la bentonita, u otras arcillas. Finalmente debe ser viscoso parano "perderse" en las formaciones y para arrastrar el residuo de molienda de labarrena. Adicionalmente debe contener inhibidores de corrosión (fig. 1).

actúan como emulsionantes, dispersantes, espumantes o antiespumantes, einhibidores decorrosión.

La composición típica de los lodos de perforación incluye agua, aceite y sólidossuspendidos, y a veces burbujas de gasLos lignosulfonatos son los agentes dispersantes más utilizados. Al dispersar laspartículas de arcilla y otros sólidos, evitan la formación de grumos y ayudan amantener la homogeneidad del fluido, reduciendo así las pérdidas por filtraciónlateral. Los agentes emulsionantes más usados en lodos O/W son los alquil arilsulfonatos, particularmente los sulfonatos de petróleo, y los alquil fenolesetoxilados.

En los lodos de base aceite (W/O) se usan sales de iones divalentes (calcio omagnesio) de ácidos de resinas o de sulfonatos de petróleo. Se usanadicionalmente sulfonatos de asfalto o sulfonatos de triglicéridos como agenteslubricantes surfactantes.



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En ciertos casos se quiere producir un lodo espumoso, en otros no. En los lodosde base gas se usan agentes espumantes como alcohol éster sulfatos, alcoholetoxisulfatos o alquil fenoles etoxilados. Para reducir la formación de espumas enlodos de base agua o aceite se usan agentes antiespumantes como los alquil aril

sulfonatos o el estearato de aluminio.

En todos casos se usan inhibidores de corrosión, los cuales son surfactantes concierto carácter catiónico. Según los problemas de compatibilidad con las demássustancias surfactantes presentes en el lodo, se usan aminas grasas o derivadosde la imidazolina para tales fines.

15.1.2. CEMENTACION DE POZOS PERFORADOS

Una de las operaciones de terminación consiste en llenar el espacio entre el tubo y

el agujero de perforación con cemento. La cementación permite sellar lasdiferentes capas de la formación y evitar filtraciones.

La primera etapa consiste en remover el lodo de perforación presente en elespacio anular entre la pared del agujero y el tubo. Para eso se bombea en el tubounfluido desplazador, el cual vuelve a subir en el espacio anular y desplaza el lodode perforación. Adicionalmente, el fluido desplazador para una buena adhesión delcemento. Por eso el fluido desplazador contiene sulfonatos de petróleo y a vecesalgunos surfactantes noiónicos.

Los cementos son dispersiones sólido-líquido suceptibles de fraguar en un tiempo

más o menos corto. Contienen sulfonatos de naftaleno como agentesdispersantes. En pozos profundos y calientes se reduce la velocidad de fraguadomediante la adición de agentes retardadores como lignosulfonatos de calcio.

En formaciones altamente permeables, el agua del cemento puede tener tendenciaen filtrarse adentro de la formación; esta pérdida de agua puede alterar laspropiedades del cemento y debe evitarse. A tales fines se añaden al fluidodesplazador o al cemento agentes anti-filtración como los polietilen-aminas y lossulfonatos de naftaleno.

Los cementos se inyectan en forma fluida y durante el proceso de mezclado

pueden formarse burbujas que después del fraguado pueden resultan en zonas detipo espuma sólida de baja resistencia mecánica. Como en las otras aplicacionesde los cementos y concretos se añaden agentes antiespumantes, tales como eldodecil alcohol o el dibutil ftalato.



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15.1.3. FLUIDOS DE TERMINACION

Al llegar la barrena a la zona productora se usa a menudo un lodo de perforaciónespecial con el fin de reducir al máximo la penetración del lodo en la formación y eltaponamiento resultante. Si el lodo de perforación es de base aceite, se cambia

por un lodo de base agua (O/W) que contiene sulfonatos de calcio o sales cálcicasde ácidos grasos.

15.1.4. ESTIMULACION DE POZOS

Para aumentar la producción de un pozo se debe tratar la roca situada en lacercanía para aumentar su permeabilidad; esto se debe a que la geometríacilíndrica del pozo produce una mayor resistencia al flujo en la vecindad del mismo.Existen esencialmente dos métodos de estimulación, que pueden emplearse solos

o juntos: la fracturación y la acidificación.

En ambos tipos de procesos se usan surfactantes como dispersantes de partículasfinas (alquil fenoles y alquil amonios etoxilados) y como inhibidores de corrosión(alquil piridinios).

En el proceso de fracturación, se inyecta bajo alta presión una mezcla de agua yde arena. La arena penetra en las fracturas producidas e impide que se vuelvan acerrar cuando la presión retorna a lo normal.

En la acidificación, se inyecta una solución ácida (HCl, HF) extremadamente

corrosiva para los metales, pero capaz de disolver la roca almacén (carbonato,sílica). Se usan alquil piridinios como inhibidores de corrosión, alquil fenolesetoxilados como humectantes y alquil amonios etoxilados como dispersantes departículas finas.

A menudo, particularmente en presencia de carbonatos, se desea retardar laacidificación, para que el fluido ácido pueda penetrar a cierta distancia del pozoantes de reaccionar con la roca.

Uno de los métodos de retardación consiste en emulsionar la fase acuosa ácida en

kerosén en forma W/O. Para tales emulsiones se usan sulfonatos de petróleo osales de ácidos carboxílicos. Siendo el kerosén la fase continua, el contacto ácidoroca no se produce inmediatamente y la emulsión puede penetrar a varios metrosdel pozo antes de que se consuma todo el ácido (fig. 2).



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(Fig. 2 Acidificación controlada mediante la inyección de una emulsión de ácido en kerosén)

Otro método de retardación consiste en inyectar nitrógeno con la solución ácida, lacual contiene agentes espumantes como alquil éster sulfatos, surfactantesetoxilados y a veces surfactantes fluorocarbonados. La espuma formada juega dospapeles. De una parte reduce el contacto entre el ácido y la roca y por lo tanto

reduce la velocidad de ataque.Por otra parte tienen tendencia en llenar las fracturas y taponarlas (efecto Jamin),lo que obliga al ácido a penetrar en la zona de baja permeabilidad (fig. 3).Sin embargo estos dos últimos métodos deben emplearse con cierto cuidado paraevitar el taponamiento del pozo con emulsiones o espumas, lo que puede luegotener un efecto desfavorable sobre la producción. Después de la acidificación sepone el pozo en producción para eliminar el residuo de ácido y las partículas finasproducidas por la desagregación de la roca. Es en esta etapa que se requierenagentes dispersantes.Ciertos métodos de estimulación consisten en inyectar surfactantes para bien seacambiar la mojabilidad de la roca de "mojable por el agua" a "mojable por el

aceite", bien sea desplazar el crudo atrapado en la cercanía del pozo. Talesmétodos se usan para estimular pozos que han dejado de producir por ciertotiempo o que han sufrido un daño.

(Fig. 3 Acidificación y taponamiento con inyección de espumas)



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15.1.5. RECUPERACION MEJORADA

Los procesos convencionales de producción dejan en el yacimiento del orden de60-80% del crudo originalmente en sitio. Este crudo residual se encuentra atrapado

en los poros de la roca o arena del yacimiento por las fuerzas capilares. Se hahallado que al inyectar surfactantes formulados adecuadamente se puede reducir la tensión interfacial hasta en cuatro ordenes de magnitud, lo que eliminaprácticamente las fuerzas capilares. En ensayos pilotos se ha logradorecuperaciones de 70% en el volumen barrido. La figura 4 indica el esquema de unproceso de recuperación mejorada por inyección de surfactante. Combinado con lainyección de agentes tensoactivos se utilizan soluciones de polímeroshidrosolubles (poliacrilamidas, polisacáridos) de viscosidad suficientemente altapara empujar el tapón de surfactante y el petróleo movilizado.Con crudos ácidos, se puede producir el agente tensoactivo in situ al inyectar unasolución acuosa alcalina. La reacción de neutralización ácido-base se produce a lainterfase agua-crudo, resultando la formación de en un jabón con propiedadessurfactantes. Tal método, referido como drenaje alcalino, puede producir emulsiones estables de alta viscosidad que resultan en pérdidas de cargaintolerables.Este tipo de proceso puede limitarse a la zona cercana al pozo, como método deestimulación. Al desplazar el crudo en la periferia del pozo y al producir una rocamojable por agua, se aumenta la producción.

En ciertos casos puede ser provechoso emulsionar el crudo en fondo de pozo,como por ejemplo para yacimientos de crudos pesados. La emulsión O/Wproducida posee una baja viscosidad, lo que elimina los problemas de bombeo.

(Fig. 4 Principio de los métodos de recuperación mejorada por inyección de productosquímicos)

16. SURFACTANTES EN OPERACIONES DE PRODUCCION DE PETROLEO



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16.1. EMULSIFICACION DE LA MEZCLA CRUDO-AGUA

Tarde o temprano se produce agua junto al crudo. Dependiendo de los casos, esto

puede ocurrir al inicio mismo de la producción si el acuífero está cerca del fondodel pozo o si hay penetración lateral de agua, o mucho más tarde durante larecuperación secundaria por inyección de agua.

Con excepción de los procesos de recuperación mejorada por inyección desurfactante o de agua alcalina y de los fluidos residuales de estimulación, el agua yel crudo penetran en el fondo del pozo como dos fases separadas. Durante elascenso en el tubo, el bombeo, el empuje con gas y la expansión en las válvulasde alivio, la mezcla crudo-agua está sometida a diferentes esfuerzos que resultanen agitación y cizallamiento, los cuales producen una dispersión de una fase en laotra, en general en forma de gotas de agua dispersadas en el aceite (fig. 5).

De no ser estabilizadas, estas dispersiones se romperían fácilmente sin producir mayores problemas. Sin embargo no es en general el caso. En efecto la granmayoría de los crudos contienen surfactantes "naturales", es decir moléculasanfifílicas tales como derivados porfirínicos, asfaltenos, ácidos nafténicos, fenoles,bases nitrogenadas, etc (12). Estos anfífilos poseen un carácter lipofílicodominante, y con una relación agua/aceite inferior a 3, producen casi siempreemulsiones del tipo W/O

Estas emulsiones pueden ser muy viscosas y extremadamente estables. Por otraparte la experiencia indica que al envejecer, estas emulsiones forman películasinterfaciales rígidas que aumentan aún más su estabilidad. Los transportistas y losrefinadores no aceptan sino un máximo de 1% de agua en el crudo en el sitio deproducción.

La mejor manera de separar el agua del crudo es por supuesto evitar que semezclen en forma emulsionada, es decir que consiste en prevenir la formación deemulsiones. Si esto no es posible se debe proceder a la ruptura de éstas, mediantelas operaciones llamadas de deshidratación.

16.2. PREVENCION

Hay dos formas de prevenir la formación de emulsiones. La primera consiste enevitar la producción difásica, eliminando bien sea las posibilidades de mezclas olas pérdidas de carga bruscas u otras fuentes de cizallamiento.



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(Fig. 5 Dónde y porqué se producen emulsiones agua/crudo)

Para eso se debe evitar de producir en la vecindad del acuífero, y se debereducir las entradas laterales de agua, separar el gas producido de los líquidos,no usar el levantamiento por gas en presencia de una mezcla agua/crudo, ypreferir la producción intermitente a pleno flujo a la producción a través deválvulas de expansión.

El segundo método de prevención consiste en impedir que las emulsionesformadas sean estables. Por eso se inyecta la "química" desemulsionante enfondo delpozo, lo cual resulta en la formación de emulsiones O/W de baja viscosidad ymás fáciles de romper. En ambos casos se trata de que los agentesemulsionantes sean los agentes sintéticos inyectados y no los agentesnaturales, que por su alto peso molecular tardan más en llegar a la interfaseproducida por la formación de la dispersión. Esto supone que se puede controlar los efectos de los surfactantes inyectados más fácilmente que aquellos de lossurfactantes naturales.

Incluso en el caso de los crudos extra-pesados puede ser interesante producir una emulsión O/W de baja viscosidad para su transporte, almacenamiento y aúnsu uso como combustible.

16.3. DESIDRATACION, DESALACION Y PROCESOSRELACIONADOS



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Las operaciones de deshidratación deben llevarse a cabo lo antes posible, ya quemientras es más "vieja" la emulsión, más difícil es romperla. Se inyecta el agentedesemulsionante (la "química") lo antes posible y se deja separar laemulsión por gravedad (fig. 6). A menudo es necesario calentar paraaumentar la velocidad de dimentación por reducción de la viscosidad del aceitey por aumento de la diferencia de densidad. Finalmente la coalescencia de finasgotas pueden inducirse con un campo eléctrico en los llamados separadoreselectrostáticos.

Los procesos de desalación llevados a cabo en refinería consisten en mezclar elcrudo que contiene agua salada emulsionada con agua fresca y romper laemulsión. Son esencialmente semejantes a los procesos de deshidratación decampo.

Los desemulsionantes para emulsiones W/O son en general surfactantesniónicos de alto peso molecular tales como resinas fenólicas etoxilados, etileno yóxido de propileno. Los desemulsionantes para las emulsiones O/W (menosfrecuentes) son catiónicos del tipo aminas poliméricas y sus sales.

El residuo aceitoso del agua de deshidratación se elimina, cuando necesario, por flotación con espuma. Los agentes espumantes más utilizados a tales fines sonlos alcohol-éster-sulfatos y los polietoxi-sulfatos.

En ciertos pozos la expansión resulta en producción de gas que forma unaespuma estable; se deben usar agentes antiespumantes como sales de aluminiode ácidos grasos o alcoholes grasos.

(Deshidratador de Crudo en cabeza de pozo)

16.4. OTROS USOS DE LOS SURFACTANTES EN PRODUCCION



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Se usan extensivamente agentes surfactantes catiónicos (aminas grasas,imidazolinas y alquil amonio cuaternarios) como inhibidores de corrosión,cuidándose de los problemas de compatibilidad con los demás surfactantes antes

de mezclarlos.

Tanto en producción como en refinación, los inhibidores de corrosión actúan parabloquear una de las etapas del proceso de corrosión. Por ejemplo (Fig. 7) enpresencia de hidrógeno sulfurado en medio acuoso se sabe que los equilibrios dedisociación pueden desplazarse si se consumen los iones H+. Se adsorbe el ionHS- sobre la superficie metálica, lo que produce una carga negativa que favorecela adsorción de los protones. Al reducirse los protones se produce el ion metálico yla corrosión resultante por pasaje del ion en la fase acuosa.

Una amina grasa puede reaccionar con un protón para dar un amonio cuaternario,el cual se adsorbe sobre el metal y bloquea los sitios de adsorción de los protones.Tal bloqueo inhibe eficazmente el proceso de corrosión. Este comportamiento estípico de los inhibidores de corrosión ; basta que estos bloqueen una de las etapasdel fenómeno de corrosión para reducirlo considerablemente. Al adsorberse sobrelas paredes metálicas, los surfactantes catiónicos producen adicionalmente unrecubrimiento hidrófobo que reduce la posibilidad de contacto entre la pared y losprotones hidratados y resulta en una protección adicional.Los catiónicos se usantambién como bactericidas en las aguas de reinyección y en los tanques dealmacenamiento de crudo.

Los depósitos de escamas se inhiben con órgano fosfonatos, mientras que losdepósitos de parafina se eliminan con agentes dispersantes como los alquil fenolesetoxilados. En ambos casos los surfactantes actúan como agentes dispersantes,agentes anti-nucleación y agentes anti depósito.

Otra aplicación importante de los surfactantes es en la producción de emulsionesO/W de crudos extrapesados. Estos crudos de baja gravedad API sonextremadamente viscosos (105 cp); las únicas alternativas simples de transporte yalmacenamiento consistente en calentarlos o diluirlos con crudos livianos ogasóleos.

Ambos métodos implican enormes costos de inversión y de funcionamiento. Seestá desarrollando una nueva técnica de transporte en forma de emulsión O/W debaja viscosidad que permita su bombeo, transporte y almacenamiento.



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(Corrosión en medio sulfhídrico e inhibición por adsorción de surfactantes catiónicos)

Sin embargo el problema no es simple; para darse cuenta de las dificultades, bastacon notar que la emulsión debe ser estable al transportarla y almacenarla, pero

fácil de romper más adelante si se quiere separar el crudo del agua. Lasinvestigaciones realizadas hasta el momento, indican que se puede producir unaemulsión O/W estable conteniendo hasta el 70% de crudo pesado, con viscosidaddel orden de 100 cp.

La Figura 8 indica la reología de emulsiones O/W de crudo pesado (Pozo 1,1500cp a 55° C ) y extrapesados (Pozo 2, 20000 cp a 55° C) preparadas con variossurfactantes. La viscosidad de estas emulsiones conteniendo 70% de crudo esinferior a 50 cp, y varía muy poco con el cizallamiento, lo que indica uncomportamiento casi newtoniano. Tales resultados pueden probablementeextenderse a otros hidrocarburos pesados como los combustibles residuales. Se

sabe, en efecto, que un cierto porcentaje de agua del orden de 10 a 30% no esdesfavorable al proceso de combustión, más bien lo contrario. Se puede, por lotanto, pensar que en el futuro se fluidizarán combustibles pesados en forma deemulsiones O/W.

17. SURFACTANTES EN LOS PRODUCTOS DE REFINACION



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17.1. GASOLINA

Se añaden surfactantes a las gasolinas por sus propiedades detergentes,dispersantes y como inhibidores de corrosión. Las figuras 9 y 10 indican

esquemáticamente la ac- ción detergente y solubilizante de los surfactantes enmedio no-polar. Los detergentes reducen los depósitos en la sección de vaporización de gasolinadel carburador. Los dispersantes evitan además tales depósitos en el sistema deinyección, válvula o aguja. Tales surfactantes se llaman aditivos anti-depósito eincluyen sustancias que reducen la formación de barnices y calamina en laspartes en contacto con la gasolina.

La mayoría de los aditivos para gasolinas se queman sin producir cenizas. Losaditivos contienen surfactantes noiónicos con carácter catiónico tales como alquildiaminas, alquil succinimidas de dietilen triamina, alquil aminas fenólicas y alquilimidazolinas, o surfactantes iónicos como sales de ácidos carboxílicos, alquilsulfónicos o fosfóricos. Se usan también derivados polimerizados con gruposamino o amino-amido.

Los inhibidores de corrosión usados en gasolinas son en general del tipo aniónico como los derivados de ácidos alquil carboxílicos, alquil sulfónicos y alquilfosfóricos.

Los inhibidores de escarcha son sales de aminas de los anteriores así comonoiónicos polietoxilados derivados de alquil amidas e imidazolinas.

(Solubilización micelar de una sustancia polar en medio no-polar)

17.2. OTROS TIPOS DE COMBUSTIBLES



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Los gasóleos para motores diesel contienen el mismo tipo de aditivos que lasgasolinas. No hay carburador, pero sí una sección de compresión y expansiónen los filtros y en las agujas de inyección, las cuales pueden taparse.

Para los combustibles de tipo jet-A, para aviones de chorro se usan tambiénlosmismos aditivos. Adicionalmente se añaden surfactantes con propiedadantiestática para evitar los peligros del fenómeno llamado potencial de flujo.Tales agentes antiestáticos son electrólitos liposolubles como los alquilsuccinatos de manganeso, alquil salicilatos de cromo, sales carboxílicas, sales deaminas grasas, etc.

17.3. ACEITES LUBRICANTES

Los aceites lubricantes para motor contienen detergentes del tipo sulfonatos depetróleo, alquil fenolatos o alquil salicilatos de metales divalentes (Ba, Ca, Mg).

Algunos, como las alquil succinimidas y otros derivados de las succinimidas, noproducen cenizas al quemar. Estas sustancias retardan la deposición del carbón yde la calamina al adsorberse sobre la superficie de las partes de motor. Tambiénactúan como agentes secuestradores (en micelas inversas) de los coloidesproducidos por la combustión.

Estos surfactantes permiten adicionar al aceite lubricante sustancias alcalinaspolares que contrarresten la acidez de los productos de combustión.

Los aceites lubricantes contienen también agentes dispersantes que mantienenen suspensión las finas partículas de carbón y calamina producidas por lacombustión, y previenen su depósito. Tales partículas son responsables delenegrecimiento del aceite. Los agentes dispersantes más utilizados sonsurfactantes poliméricos de tipo copolímeros de metacrilato con vinil piridina ometil vinil pirolidona, o copolímeros oxidados de etileno y propileno neutralizadospor una poliamina. También se usan polibuteno-anilinas sustituidas y etoxiladas.Estos surfactantes poliméricos poseen además la propiedad de mejorar el índicede viscosidad del aceite lubricante, es decir, de reducir la variación de suviscosidad con la temperatura.

17.4. GRASAS LUBRICANTES

Las grasas son aceites lubricantes gelificadas por surfactantes tales como los jabones de litio; también se usan jabones de sodio, calcio y aluminio, opolímeros de urea. Las grasas lubricantes de tipo fibroso contienen cristaleslíquidos y polímeros.

Ciertas grasas contienen sólidos coloidales suspendidos como sulfuro de



37

molibdeno, cuya dispersión está asegurada con surfactantes iónicos lipofílicos.

Se usan geles de aceites de parafina purificados en productos cosméticos y far-macéuticos. Estos geles pueden contener proporciones variables de agua y deaceite atrapados en una red tridimensional de tipo cristal líquido.

17.5. ACEITES DE CORTE Y RELACIONADOS

Los aceites de corte son aceites lubricantes llamados "solubles" para fines de en-friamiento y lubricación de instrumentos de corte como tornos, fresadoras, etc. Sevenden en forma de "concentrado" a dispersar en 10 veces su volumen de agua.

Los "concentrados" son aceites lubricantes que contienen agentes emulsionantesdel tipo O/W tales como sulfonatos de petróleo o alquil aril sulfonatos sintéticos;también contienen a menudo jabones y alcoholes pesados. Al verter elconcentrado en agua, se produce una emulsionación espontánea debida a larápida transferencia de masa, resultando en una fina emulsión O/W.Los aceitesde corte contienen también inhibidores de corrosión tales como los derivados deácidos alquil succínicos o salicílicos.

17.6. EMULSIONES ASFALTICAS

Los asfaltos se acondicionan bajo varias formas. Para poder utilizarlos esnecesario fluidizarlos, bien sea calentándolos, diluyéndolos, o emulsionándolos.El tercer método no gasta energía y no produce contaminación ambiental; seestá aplicando cada día más.

Se fabrican emulsiones asfálticas de tipo O/W tanto con surfactantes aniónicos(sulfonatos de petróleo, jabones de ácido de origen vegetal o petrolero) como consurfactantes catiónicos (aminas grasas y derivados, alquil amido poliaminasderivados de la lignina o de ácidos resinosos). Los emulsionantes catiónicos seadaptan a cualquier tipo de relleno, que sea de carácter calcáreo o silicatos, y por eso se prefieren.

El mecanismo de acción del surfactante en una emulsión asfáltica es complejo,pero muy ingenioso porque toma ventaja de varias propiedades del sistema. Por eso y como ejemplo final de esta revisión, se examinará este mecanismo,

aún de manera superficial, en el caso de un emulsionante catiónico.

La emulsión asfáltica debe permanecer estable cuando está almacenada en untambor. Por eso el surfactante debe impedir que las gotas de asfalto puedantocarse y coalescer. El surfactante catiónico, por ejemplo, un cloruro de alquilamonio, se adsorbe en la superficie de las gotas, con la parte alquil en el asfalto yel grupo amonio en el agua. Los iones cloruros quedan en la fase acuosa en laproximidad de la gota. Como resultado, las gotas poseen una carga superficial



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positiva y al acercarse dos gotas se ejerce una fuerza de repulsiónelectrostática que las mantiene a cierta distancia (fig. 11 izq.).

Por otra parte, la fase externa es una solución acuosa que contieneelectrólitos. Los cationes están adsorbidos pero los aniones (iones cloruros) que

se encuentran en la solución acuosa, cerca de la interfase y repartidos en los quese llama la capa difusa de la doble capa eléctrica. Al acercarse dos gotas, sedrena la película de fase acuosa inter- gota, el fluido arrastra los aniones y por lo tanto se desbalancea la electroneutralidad del sistema. Como consecuencia,se produce un campo eléctrico intenso que tiende a oponerse al drenaje dela película. Tal proceso llamado "electroviscoso" retarda la coalescencia de lasgotas y contribuye a la estabilidad de la emulsión (fig. 11 der.).

(Fig. 11 Mecanismo de estabilización de una emulsión asfáltica)

Al verter la emulsión asfáltica sobre un agregado rocoso, o al mezclarla con el, setiene un sistema que contiene agua, asfalto (aceite) y una superficie sólida, por

ejemplo, arena.

La mayoría de las rocas contienen sílica, alumino-silicatos o carbonatos, es decir que poseen una superficie cargada negativamente (a pH cercano de neutro). Enpresencia de una superficie cargada negativamente el surfactante catiónico migradesde la interfase agua-asfalto hacia la interfase agua/sólido, y se adsorbe sobreel sólido (fig. 12, etapas 12).

(Fig. 12 Mecanismo de la coalescencia de una emulsión asfáltica al contactar un agregadorocoso)



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Al desaparecer el surfactante de la interfase agua/asfalto, ya no hayrepulsión elec- trostática entre las gotas de asfalto que comienzan a coalescer (fig. 12, etapa 3); se rompe la emulsión.

Por otra parte, las moléculas catiónicas cubren la roca con el grupo amoniocuaternario adherido al sólido y con la "cola" alquil hacia la fase acuosa (fig. 12,etapa 4). Es decir que desde la fase acuosa la superficie del sólido aparecerecubierta por una capa de al-cano, y es por lo tanto hidrófoba. La hidrofobacióndel sólido hace que el asfalto coalescido pueda adherirse a la roca, asegurandoasí su papel de "cemento" (fig. 12 etapa 5).

El agua de la emulsión o bien penetra por capilaridad en el sólido granulado, o seevapora; la aplicación de emulsiones asfálticas puede hacerse en todotiempo y la carretera puede utilizarse enseguida, después de pasar una máquinacompactadora.



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18. RESUMEN

Después de la producción primaria, y posiblemente, de la inyección de agua, cierta

cantidad de petróleo, denominada petróleo remanente que queda en la roca del

yacimiento y permanece irrecuperable. Para la extracción de este se han creado

diversos métodos.

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.

Los surfactantes pueden ser clasificados por la carga iónica de la parte

superficialmente activa de la molécula. En los surfactantes aniónicos, la carga

molecular es negativa ; en los catiónicos, positiva ; en los no iónicos, no hay carga

y en los anfóteros existen cargas tanto positivas como negativas en la molécula.

http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe

http://www.monografias.com/trabajos13/termodi/termodi.shtml#teo

http://www.monografias.com/trabajos13/termodi/termodi.shtml#teo

http://www.monografias.com/trabajos10/petro/petro.shtml#pe



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19. CONCLUSIONES

Los proyectos donde intervienen los surfactantes son generalmentemás exitosos que aquellos que no los incluyen, en cuanto a recuperación de

crudo. (% de recuperación de crudo entre 10 y 15%)

La elección del surfactante es importante para el éxito del proyecto.

La disminución de la tensión interfacial estará dada por la química del surfactante

y su dosis en un medio hidrocarburo-agua determinado..

Al bajar la tensión interfacial podemos aumentar el número capilar e

incrementar la producción de crudo aun a expensas de menores cantidades

de polímero.

El tratamiento de pozos inyectores con geles obturantes y/o dispersos

favorecerá el resultado de recuperación.

La buena calidad de agua a utilizar en la preparación de soluciones,

aumenta la eficiencia de los químicos a utilizar.

La aparición de super surfactantes en el mercado ha demostrado que se

puede eliminar el uso de álcali, la disminución en el consumo de polímero y el

costo de instalaciones.

El uso de surfactantes incrementa el número capilar, ocasionando miscibilidad en

la interfaz líquido- líquido.

El uso de surfactantes disminuye la saturación de petróleo residual, mediante la

definición de una fase continua

Los surfactantes pueden cambiar el ángulo de contacto en el medio poroso,

generando un cambio de mojabilidad en el sistema.

El éxito o fracaso de este tipo de recobro dependerá de la óptima inyección detensioactivo.

Los tensioactivos pueden emplearse durante los procesos de recuperación térmica

como agente estimulador del proceso.

Los surfactantes son sustancias empleadas en la recuperación mejorada del

petróleo.



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Los surfactantes tienen la capacidad de absorberse en la interfaz agua-petróleo,

creando una microemulsión de baja tensión interfacial.

Debe existir compatibilidad entre el tensioactivo, el polímero y el agua de

formación con el objeto de aumentar la eficiencia de barrido.

La selección del surfactante adecuado depende del tipo de crudo y condiciones

que se presenten en el reservorio.

La temperatura es una de los principales parámetros que se deben evaluar al

momento de aplicar la tecnología dentro de un determinado yacimiento.

La retención del surfactante se asocia a la capacidad de absorción de la roca y las

pérdidas de concentración durante la formación de la microemulsión



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20. BIBLIOGRAFIA

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trabajo fisico - surfactantes (autoguardado)

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