trabajo fisico - surfactantes
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LOS SURFACTANTES Y SU APLICACIÓN EN LA
INDUSTRIA PETROLERA
CRISTHIAN MARTIN TRUJILLO HECTOR HERNAN MESA VASQUEZ
JEISON PEÑA LONDOÑO NELSON FABIAN TIQUE
YANET VELEZ MORALES
Técnico Laboral en Producción de Pozos de Petroleros
ECAPETROL SAS
ESCUELA DE CAPACITACION PETROLERA
VILLAVICENCIO – META
2013
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LOS SURFACTANTES Y SU APLICACIÓN EN LA
INDUSTRIA PETROLERA
CRISTHIAN MARTIN TRUJILLO HECTOR HERNAN MESA VASQUEZ
JEISON PEÑA LONDOÑO NELSON FABIAN TIQUE
YANET VELEZ MORALES
ECAPETROL SAS
ESCUELA DE CAPACITACION PETROLERA
VILLAVICENCIO – META
2013
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CRISTHIAN MARTIN TRUJILLO HECTOR HERNAN MESA VASQUEZ
JEISON PEÑA LONDOÑO NELSON FABIAN TIQUE
YANET VELEZ MORALES
LOS SURFACTANTES Y SU APLICACIÓN EN LA
INDUSTRIA PETROLERA
Docente
JORGE ELIECER CARDENAS D.
Ingeniero de Petróleos
ECAPETROL SAS
ESCUELA DE CAPACITACION PETROLERA
VILLAVICENCIO – META
2013
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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
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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, son agentes 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 una superficie solido/fluido en forma orientada, disminuyendo la tensión superficial de un liquido, permitiendo una mayor facilidad de dispersión y bajando la tensión interfacial entre dos líquidos, son de uso común en prácticamente todas las ramas de la industria petrolera. También se puede decir que los surfactantes son usualmente compuestos orgánicos amfifílicos, o que contienen grupos no polares hidrófobos o lipofílicos, solubles en hidrocarburo (colas) y grupos polares hidrofílicos (cabezas) solubles en 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 y de 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.
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3. QUE ES UNA MICELA Es un polímero de asociación en el cual el surfactante alcanza una posición más favorable. Las micelas formadas en un ambiente acuoso pueden tener una variedad 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 a 100 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 provenientes de petróleo crudo y otros aditivos, que mezclados a bajas concentraciones en agua reducen la tensión interfacial. Igualmente son moléculas que contienen un segmento liposoluble (soluble en aceite) y otro hidrosoluble (soluble en agua). La solubilidad parcial tanto en agua como 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. La
concentración a la cual el surfactante comienza a formar micelas se conoce como concentración micelar crítica. Esta, puede detectarse mediante diferentes métodos, ya que diversas 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) 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 micela inversa. En este caso las cabezas forman el núcleo y las colas mantienen un contacto favorable con el crudo.
4. QUE ES 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 o mili-dinas por centímetro Otra forma de definir es como la fuerza por unidad de longitud que se requiere para crear una nueva fuerza de superficie entre dos fluidos in-misibles.
CONCENTRACION SALINA
(Rivas. H, Gutíerrez, X (1999). “Los surfactantes: Comportamiento y algunas aplicaciones en
la Industria petrolera. Pag. 6)
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5. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA REDUCCION DE LA TENSION INTERFACIAL
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 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 físico químicas excepcionales como tensiones interfaciales extremadamente bajas y alta solubilización
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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 número capilar, 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 glóbulo de petróleo atrapado por fuerzas capilares; la ecuación de laplace nos permite calcular 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 entonces una fuerza de drenaje dada por las relaciones de darcy o de poiseuille para un capilar:
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 fuerzas viscosas que se pueden lograr por inyección de fluidos
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.
(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 la interfase líquido-gas. Ellos también reducen la tensión interfacial entre el crudo y el agua por adsorción en la fase líquido – líquido.
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Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedades fundamentales 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 surfactante al ubicarse en la interfase y satisfacer total o parcialmente su doble afinidad polar - no polar. La absorción de un surfactante en una superficie gas-liquido o en una interfase liquido-liquido, produce en general una reducción de la tensión superficial 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 una solución 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 de agua, ocasionando un contacto más favorable con las partes apolares de otras moléculas del surfactante, formando estructuras organizadas (micelas) La concentración a la cual aparecen las primeras micelas es la Concentración Micelar Crítica (CMC), y puede detectarse mediante diferentes métodos, ya que diversas 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 aumenta considerablemente, ya que el hidrocarburo penetra dentro del corazón de las micelas. En ciertos casos la solubilización puede ser considerable y se observan 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 DE SURFACTANTES
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 inyección
de 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: comportamiento y algunas
aplicaciones en la Industria Petrolera¨. Pag.3)
11. CLASIFICACION DE LOS SURFACTANTES
Un surfactante puede ser clasificado por la presencia de grupos formalmente 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 surfactante es aniónico; si la carga es positiva entonces será catiónico.
Si un surfactante tiene una cabeza con dos grupos de cargas
opuestas, se lo conoce como anfotérico.
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 de
alquil 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 amina 11.3.3. Cocoamido propil betaina 11.3.4. Coco amfo glicinato
11.4. NO IÒNICOS
11.4.1. Alquil poli oxido de etileno 11.4.2. Copolímeros de poli oxido de etileno y oxido de propileno llamados comercialmente polioxaminas. 11.4.3. Alquil poli glucósidos, incluyendo: 11.4.4. Octil glucósido 11.4.5. Decil maltosido 11.4.6. Alcoholes grasos 11.4.7. Alcohol cetilico
11.4.8. Alcohol oleico 11.4.9. 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 agente tensioactivo, 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, sin embargo el uso del álcali podrá causar:
12.1.1. Corrosión de los equipos 12.1.2. Incrustaciones en la formación 12.1.3. Pozos productores obturados que requerirán
tratamiento de fractura para que vuelvan a producir. 12.1.4. Disminución de desarrollo de viscosidad del polímero. 12.1.5. Aumento de consumo de polímero 12.1.6. Mayores costos de mantenimiento 12.1.7.
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 disueltos 12.2.2. Alto contenido de cationes divalentes 12.2.3. Altas temperaturas 12.2.3. Ventajas: 12.2.3.1. Dósis bajas de tensioactivo 12.2.3.2. No se requiere álcali 12.2.3.3. Menores consumos de polímero 12.2.3.4. Menor costo de tratamiento de agua 12.2.3.5. 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 fuerzas viscosas y la tensión interfacial y la restricción al pasaje a través 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 que se llama avance frontal.
En la Figura 1 se utiliza la que utiliza la velocidad a través del poro (velocidad Darcy) 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 debe crecer 3 o 4 órdenes de magnitud. Si nos referimos a la ecuación de la Figura 1, el número capilar Nc es directamente proporcional al producto de la 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 1000 veces de la tensión interfacial para mejorar la recuperación de petróleo por alteración del Nc a partir de la adición de agentes químicos al agua de inyección.
Número Polar
1.E-06 1.E-05 1.E-04 1.E-03 1.E-02
20
0
100
80
60
40
% C
rud
o R
ecu
pe
rad
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 de polímero en un proyecto que lo utilice) pero en forma limitada para no dañar la formación. 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 al
bajar 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 nuevas tecnologías que buscan mejorar el rendimiento del reservorio. Es por ello, que dentro de la recuperación mejorada del petróleo se enmarcan los mecanismos de recuperación química, los cuales, tienden a disminuir la saturación residual de hidrocarburo e incrementar la eficiencia de barrido. De esta manera, la inyección de surfactante reduce la tensión interfacial, aumentando el número capilar, así como la movilidad del banco de petróleo hacia los pozos productores. Su principio de funcionamiento se basa en la aplicación de un tapón de surfactantes dentro del medio poroso, seguido de una píldora de polímeros que garantiza un mayor empuje de la fase continua de crudo residual, entrampado en las gargantas de los poros. Para la aplicación de este proceso se necesitan una serie de características que permitan un óptimo rendimiento del mismo, dentro de ellas se puede destacar la temperatura, la cual es un parámetro importante que rige el comportamiento del tensioactivo, ya que se refleja como una limitante al momento de introducir este tipo de recobro mejorado en la industria. Por otra parte, al hacer referencia al caso de estudio donde se empleó este recobro mejorado, se pudo observar que luego de un período de inyección cíclica de vapor, se encontraron problemas de canalización lo que ocasionó una reducción en la eficiencia de estos procesos cíclicos y se implementó la inyección de sulfanatos con el propósito de lograr un perfil de producción estable a fin de estimular zonas de baja permeabilidad y mejorar la recuperación de crudo residual. La producción de un yacimiento se basa en la construcción de modelos dinámicos que reflejen el comportamiento y características de los fluidos presentes en él, con el objeto de cuantificar volúmenes de hidrocarburo recuperables y por ende planificar de manera adecuada los procesos para su extracción exitosa. Inicialmente el desplazamiento del petróleo implica el empuje proveniente de la energía natural del reservorio, pero a medida de que decrece su período de vida útil es necesario la implementación de ciertos procesos de recobro mejorado para estimular y aumentar el rendimiento del mismo.
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La mayoría de estos mecanismos tienen como objeto el control de la movilidad del crudo, puesto que se vincula con la capacidad de desplazamiento que puede poseer cualquier fluido inyectado en el reservorio. Es así como, la razón de movilidad debe tender a valores menores a uno, lo cual garantiza que el fluido desplazo presente un barrido óptimo, evitando que la fase desplazante se mueva más fácil en el medio poroso y con ello disminuyendo los problemas de canalización en el yacimiento. Aunado a lo anterior, otro factor determinante para la eficiencia de desplazamiento es el número capilar, el cual establece la relación entre fuerzas viscosas y fuerzas capilares, y por ende a mayor número capilar mayor movilidad del crudo residual presente en los poros de la roca. De esta manera, la recuperación del petróleo se encuentra regida por ambos factores y por lo tanto, un cambio ya sea en la tensión interfacial, en la viscosidad del hidrocarburo o en las permeabilidades efectivas puede ocasionar una estimulación o problema en la producción del yacimiento.
15. LOS SURFACTANTES EN PERFORACION DE POZOS PETROLEROS
15.1. PROCESO DE INYECCION Generalmente, para asegurarse de que la movilidad este bien controlada el tapón de surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales 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 trifosfato de sodio.
15.1.1. LODOS DE PERFORACION Los lodos de perforación son fluidos complejos que suelen poseer varias propiedades, de acuerdo al papel que deben jugar. El lodo de perforación debe remover el calor producido por el trabajo de la barrena; por su papel de agente enfriador contiene agua. También debe lubricar las partes móviles, y por eso contiene aceite. Además deben ser densos; y por eso contiene sólidos suspendidos como la bentonita, u otras arcillas. Finalmente debe ser viscoso para no "perderse" en las formaciones y para arrastrar el residuo de molienda de la barrena. Adicionalmente debe contener inhibidores de corrosión (fig. 1). actúan como emulsionantes, dispersantes, espumantes o antiespumantes, e inhibidores decorrosión. La composición típica de los lodos de perforación incluye agua, aceite y sólidos suspendidos, y a veces burbujas de gas Los lignosulfonatos son los agentes dispersantes más utilizados. Al dispersar las partículas de arcilla y otros sólidos, evitan la formación de grumos y ayudan a mantener la homogeneidad del fluido, reduciendo así las pérdidas por filtración lateral. Los agentes emulsionantes más usados en lodos O/W son los alquil aril sulfonatos, particularmente los sulfonatos de petróleo, y los alquil fenoles etoxilados. En los lodos de base aceite (W/O) se usan sales de iones divalentes (calcio o magnesio) de ácidos de resinas o de sulfonatos de petróleo. Se usan adicionalmente sulfonatos de asfalto o sulfonatos de triglicéridos como agentes lubricantes surfactantes.
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En ciertos casos se quiere producir un lodo espumoso, en otros no. En los lodos de base gas se usan agentes espumantes como alcohol éster sulfatos, alcohol etoxisulfatos o alquil fenoles etoxilados. Para reducir la formación de espumas en lodos 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 con cierto carácter catiónico. Según los problemas de compatibilidad con las demás sustancias surfactantes presentes en el lodo, se usan aminas grasas o derivados de 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 las diferentes capas de la formación y evitar filtraciones. La primera etapa consiste en remover el lodo de perforación presente en el espacio anular entre la pared del agujero y el tubo. Para eso se bombea en el tubo unfluido desplazador, el cual vuelve a subir en el espacio anular y desplaza el lodo de perforación. Adicionalmente, el fluido desplazador para una buena adhesión del cemento. Por eso el fluido desplazador contiene sulfonatos de petróleo y a veces algunos surfactantes noiónicos. Los cementos son dispersiones sólido-líquido suceptibles de fraguar en un tiempo más o menos corto. Contienen sulfonatos de naftaleno como agentes dispersantes. En pozos profundos y calientes se reduce la velocidad de fraguado mediante la adición de agentes retardadores como lignosulfonatos de calcio. En formaciones altamente permeables, el agua del cemento puede tener tendencia en filtrarse adentro de la formación; esta pérdida de agua puede alterar las propiedades del cemento y debe evitarse. A tales fines se añaden al fluido desplazador o al cemento agentes anti-filtración como los polietilen-aminas y los sulfonatos 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 de tipo espuma sólida de baja resistencia mecánica. Como en las otras aplicaciones de los cementos y concretos se añaden agentes antiespumantes, tales como el dodecil 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 perforación especial con el fin de reducir al máximo la penetración del lodo en la formación y el taponamiento 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 cálcicas de ácidos grasos.
15.1.4. ESTIMULACION DE POZOS
Para aumentar la producción de un pozo se debe tratar la roca situada en la cercanía para aumentar su permeabilidad; esto se debe a que la geometría cilíndrica 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 partículas finas (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 y de arena. La arena penetra en las fracturas producidas e impide que se vuelvan a cerrar 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 fenoles etoxilados como humectantes y alquil amonios etoxilados como dispersantes de partículas finas. A menudo, particularmente en presencia de carbonatos, se desea retardar la acidificación, para que el fluido ácido pueda penetrar a cierta distancia del pozo antes 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 o sales de ácidos carboxílicos. Siendo el kerosén la fase continua, el contacto ácido roca no se produce inmediatamente y la emulsión puede penetrar a varios metros del 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, la cual contiene agentes espumantes como alquil éster sulfatos, surfactantes etoxilados y a veces surfactantes fluorocarbonados. La espuma formada juega dos papeles. 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 para evitar el taponamiento del pozo con emulsiones o espumas, lo que puede luego tener un efecto desfavorable sobre la producción. Después de la acidificación se pone el pozo en producción para eliminar el residuo de ácido y las partículas finas producidas por la desagregación de la roca. Es en esta etapa que se requieren agentes dispersantes. Ciertos métodos de estimulación consisten en inyectar surfactantes para bien sea cambiar 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. Tales métodos se usan para estimular pozos que han dejado de producir por cierto tiempo 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 de 60-80% 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 ha hallado que al inyectar surfactantes formulados adecuadamente se puede reducir la tensión interfacial hasta en cuatro ordenes de magnitud, lo que elimina prácticamente las fuerzas capilares. En ensayos pilotos se ha logrado recuperaciones de 70% en el volumen barrido. La figura 4 indica el esquema de un proceso de recuperación mejorada por inyección de surfactante. Combinado con la inyección de agentes tensoactivos se utilizan soluciones de polímeros hidrosolubles (poliacrilamidas, polisacáridos) de viscosidad suficientemente alta para empujar el tapón de surfactante y el petróleo movilizado. Con crudos ácidos, se puede producir el agente tensoactivo in situ al inyectar una solución acuosa alcalina. La reacción de neutralización ácido-base se produce a la interfase agua-crudo, resultando la formación de en un jabón con propiedades surfactantes. Tal método, referido como drenaje alcalino, puede producir emulsiones estables de alta viscosidad que resultan en pérdidas de carga intolerables. Este tipo de proceso puede limitarse a la zona cercana al pozo, como método de estimulación. Al desplazar el crudo en la periferia del pozo y al producir una roca mojable 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/W producida posee una baja viscosidad, lo que elimina los problemas de bombeo.
(Fig. 4 Principio de los métodos de recuperación mejorada por inyección de productos químicos)
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 fondo del pozo o si hay penetración lateral de agua, o mucho más tarde durante la recuperación secundaria por inyección de agua. Con excepción de los procesos de recuperación mejorada por inyección de surfactante o de agua alcalina y de los fluidos residuales de estimulación, el agua y el crudo penetran en el fondo del pozo como dos fases separadas. Durante el ascenso en el tubo, el bombeo, el empuje con gas y la expansión en las válvulas de alivio, la mezcla crudo-agua está sometida a diferentes esfuerzos que resultan en agitación y cizallamiento, los cuales producen una dispersión de una fase en la otra, 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 gran mayoría de los crudos contienen surfactantes "naturales", es decir moléculas anfifílicas tales como derivados porfirínicos, asfaltenos, ácidos nafténicos, fenoles, bases nitrogenadas, etc (12). Estos anfífilos poseen un carácter lipofílico dominante, y con una relación agua/aceite inferior a 3, producen casi siempre emulsiones del tipo W/O Estas emulsiones pueden ser muy viscosas y extremadamente estables. Por otra parte la experiencia indica que al envejecer, estas emulsiones forman películas interfaciales rígidas que aumentan aún más su estabilidad. Los transportistas y los refinadores no aceptan sino un máximo de 1% de agua en el crudo en el sitio de producción. La mejor manera de separar el agua del crudo es por supuesto evitar que se mezclen en forma emulsionada, es decir que consiste en prevenir la formación de emulsiones. Si esto no es posible se debe proceder a la ruptura de éstas, mediante las operaciones llamadas de deshidratación.
16.2. PREVENCION Hay dos formas de prevenir la formación de emulsiones. La primera consiste en evitar la producción difásica, eliminando bien sea las posibilidades de mezclas o las 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 debe reducir 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, y preferir la producción intermitente a pleno flujo a la producción a través de válvulas de expansión. El segundo método de prevención consiste en impedir que las emulsiones formadas sean estables. Por eso se inyecta la "química" desemulsionante en fondo del pozo, lo cual resulta en la formación de emulsiones O/W de baja viscosidad y más fáciles de romper. En ambos casos se trata de que los agentes emulsionantes sean los agentes sintéticos inyectados y no los agentes naturales, que por su alto peso molecular tardan más en llegar a la interfase producida por la formación de la dispersión. Esto supone que se puede controlar los efectos de los surfactantes inyectados más fácilmente que aquellos de los surfactantes 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 aún su uso como combustible.
16.3. DESIDRATACION, DESALACION Y PROCESOS RELACIONADOS
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Las operaciones de deshidratación deben llevarse a cabo lo antes posible, ya que mientras es más "vieja" la emulsión, más difícil es romperla. Se inyecta el agente desemulsionante (la "química") lo antes posible y se deja separar la emulsión por gravedad (fig. 6). A menudo es necesario calentar para aumentar la velocidad de dimentación por reducción de la viscosidad del aceite y por aumento de la diferencia de densidad. Finalmente la coalescencia de finas gotas pueden inducirse con un campo eléctrico en los llamados separadores electrostáticos. Los procesos de desalación llevados a cabo en refinería consisten en mezclar el crudo que contiene agua salada emulsionada con agua fresca y romper la emulsión. Son esencialmente semejantes a los procesos de deshidratación de campo. Los desemulsionantes para emulsiones W/O son en general surfactantes niónicos de alto peso molecular tales como resinas fenólicas etoxilados, etileno y óxido de propileno. Los desemulsionantes para las emulsiones O/W (menos frecuentes) 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 son los alcohol-éster-sulfatos y los polietoxi-sulfatos. En ciertos pozos la expansión resulta en producción de gas que forma una espuma estable; se deben usar agentes antiespumantes como sales de aluminio de 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 para bloquear una de las etapas del proceso de corrosión. Por ejemplo (Fig. 7) en presencia de hidrógeno sulfurado en medio acuoso se sabe que los equilibrios de disociación pueden desplazarse si se consumen los iones H+. Se adsorbe el ion HS- sobre la superficie metálica, lo que produce una carga negativa que favorece la adsorción de los protones. Al reducirse los protones se produce el ion metálico y la 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 es típico de los inhibidores de corrosión ; basta que estos bloqueen una de las etapas del fenómeno de corrosión para reducirlo considerablemente. Al adsorberse sobre las paredes metálicas, los surfactantes catiónicos producen adicionalmente un recubrimiento hidrófobo que reduce la posibilidad de contacto entre la pared y los protones hidratados y resulta en una protección adicional.Los catiónicos se usan también como bactericidas en las aguas de reinyección y en los tanques de almacenamiento de crudo. Los depósitos de escamas se inhiben con órgano fosfonatos, mientras que los depósitos de parafina se eliminan con agentes dispersantes como los alquil fenoles etoxilados. 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 emulsiones O/W de crudos extrapesados. Estos crudos de baja gravedad API son extremadamente viscosos (105 cp); las únicas alternativas simples de transporte y almacenamiento consistente en calentarlos o diluirlos con crudos livianos o gasóleos. Ambos métodos implican enormes costos de inversión y de funcionamiento. Se está desarrollando una nueva técnica de transporte en forma de emulsión O/W de baja 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, basta con 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. Las investigaciones realizadas hasta el momento, indican que se puede producir una emulsión O/W estable conteniendo hasta el 70% de crudo pesado, con viscosidad del orden de 100 cp. La Figura 8 indica la reología de emulsiones O/W de crudo pesado (Pozo 1,1500 cp a 55° C ) y extrapesados (Pozo 2, 20000 cp a 55° C) preparadas con varios surfactantes. La viscosidad de estas emulsiones conteniendo 70% de crudo es inferior a 50 cp, y varía muy poco con el cizallamiento, lo que indica un comportamiento casi newtoniano. Tales resultados pueden probablemente extenderse 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 es desfavorable al proceso de combustión, más bien lo contrario. Se puede, por lo tanto, pensar que en el futuro se fluidizarán combustibles pesados en forma de emulsiones 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, dispersan- tes y como inhibidores de corrosión. Las figuras 9 y 10 indican esquemáticamente la ac- ción detergente y solubilizante de los surfactantes en medio no-polar. Los detergentes reducen los depósitos en la sección de vaporización de gasolina del carburador. Los dispersantes evitan además tales depósitos en el sistema de inyección, válvula o aguja. Tales surfactantes se llaman aditivos anti-depósito e incluyen sustancias que reducen la formación de barnices y calamina en las partes en contacto con la gasolina. La mayoría de los aditivos para gasolinas se queman sin producir cenizas. Los aditivos contienen surfactantes noiónicos con carácter catiónico tales como alquil diaminas, alquil succinimidas de dietilen triamina, alquil aminas fenólicas y alquil imidazolinas, o surfactantes iónicos como sales de ácidos carboxílicos, alquil sulfónicos o fosfóricos. Se usan también derivados polimerizados con grupos amino 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 alquil fosfóricos. Los inhibidores de escarcha son sales de aminas de los anteriores así como noiónicos 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 las gasolinas. No hay carburador, pero sí una sección de compresión y expansión en 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 también losmismos aditivos. Adicionalmente se añaden surfactantes con propiedad antiestática para evitar los peligros del fenómeno llamado potencial de flujo. Tales agentes antiestáticos son electrólitos liposolubles como los alquil succinatos de manganeso, alquil salicilatos de cromo, sales carboxílicas, sales de aminas grasas, etc.
17.3. ACEITES LUBRICANTES
Los aceites lubricantes para motor contienen detergentes del tipo sulfonatos de petróleo, alquil fenolatos o alquil salicilatos de metales divalentes (Ba, Ca, Mg). Algunos, como las alquil succinimidas y otros derivados de las succinimidas, no producen cenizas al quemar. Estas sustancias retardan la deposición del carbón y de la calamina al adsorberse sobre la superficie de las partes de motor. También actúan como agentes secuestradores (en micelas inversas) de los coloides producidos por la combustión.
Estos surfactantes permiten adicionar al aceite lubricante sustancias alcalinas polares que contrarresten la acidez de los productos de combustión.
Los aceites lubricantes contienen también agentes dispersantes que mantienen en suspensión las finas partículas de carbón y calamina producidas por la combustión, y previenen su depósito. Tales partículas son responsables del enegrecimiento del aceite. Los agentes dispersantes más utilizados son surfactantes poliméricos de tipo copolímeros de metacrilato con vinil piridina o metil vinil pirolidona, o copolímeros oxidados de etileno y propileno neutralizados por una poliamina. También se usan polibuteno-anilinas sustituidas y etoxiladas. Estos surfactantes poliméricos poseen además la propiedad de mejorar el índice de viscosidad del aceite lubricante, es decir, de reducir la variación de su viscosidad con la temperatura.
17.4. GRASAS LUBRICANTES
Las grasas son aceites lubricantes gelificadas por surfactantes tales como los jabo- nes de litio; también se usan jabones de sodio, calcio y aluminio, o polímeros de urea. Las grasas lubricantes de tipo fibroso contienen cristales líquidos y polímeros. Ciertas grasas contienen sólidos coloidales suspendidos como sulfuro de
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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 de aceite 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. Se venden en forma de "concentrado" a dispersar en 10 veces su volumen de agua. Los "concentrados" son aceites lubricantes que contienen agentes emulsionantes del tipo O/W tales como sulfonatos de petróleo o alquil aril sulfonatos sintéticos; también contienen a menudo jabones y alcoholes pesados. Al verter el concentrado en agua, se produce una emulsionación espontánea debida a la rápida transferencia de masa, resultando en una fina emulsión O/W.Los aceites de corte contienen también inhibidores de corrosión tales como los derivados de ácidos alquil succínicos o salicílicos.
17.6. EMULSIONES ASFALTICAS Los asfaltos se acondicionan bajo varias formas. Para poder utilizarlos es necesario fluidizarlos, bien sea calentándolos, diluyéndolos, o emulsionándolos. El tercer método no gasta energía y no produce contaminación ambiental; se está 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 con surfactantes catiónicos (aminas grasas y derivados, alquil amido poliaminas derivados de la lignina o de ácidos resinosos). Los emulsionantes catiónicos se adaptan 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 un tambor. Por eso el surfactante debe impedir que las gotas de asfalto puedan tocarse y coalescer. El surfactante catiónico, por ejemplo, un cloruro de alquil amonio, se adsorbe en la superficie de las gotas, con la parte alquil en el asfalto y el grupo amonio en el agua. Los iones cloruros quedan en la fase acuosa en la proximidad 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 repulsión electrostática que las mantiene a cierta distancia (fig. 11 izq.). Por otra parte, la fase externa es una solución acuosa que contiene electrólitos. Los cationes están adsorbidos pero los aniones (iones cloruros) que se encuentran en la solución acuosa, cerca de la interfase y repartidos en los que se llama la capa difusa de la doble capa eléctrica. Al acercarse dos gotas, se drena 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 de la película. Tal proceso llamado "electroviscoso" retarda la coalescencia de las gotas 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, se tiene 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). En presencia de una superficie cargada negativamente el surfactante catiónico migra desde la interfase agua-asfalto hacia la interfase agua/sólido, y se adsorbe sobre el sólido (fig. 12, etapas 12).
(Fig. 12 Mecanismo de la coalescencia de una emulsión asfáltica al contactar un agregado rocoso)
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Al desaparecer el surfactante de la interfase agua/asfalto, ya no hay repulsión 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 amonio cuaternario 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 aparece recubierta por una capa de al-cano, y es por lo tanto hidrófoba. La hidrofobación del sólido hace que el asfalto coalescido pueda adherirse a la roca, asegurando así su papel de "cemento" (fig. 12 etapa 5).
El agua de la emulsión o bien penetra por capilaridad en el sólido granulado, o se evapora; la aplicación de emulsiones asfálticas puede hacerse en todo tiempo y la carretera puede utilizarse enseguida, después de pasar una máquina compactadora.
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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.
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19. CONCLUSIONES
Los proyectos donde intervienen los surfactantes son generalmente
más 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 de
tensioactivo.
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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