Autores
García Nossa, J.A. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Pérez Angulo, J.C. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Santos Santos, N. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Carrillo Moreno, L.F. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Ospina, E.M. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Martínez López, R.A. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Gómez Delgado, J.L. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Rodríguez Molina, J.J. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Cepeda Marín, G.R. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER) ; Montañez Sarmiento, J.F. (UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER)
Resumo
Este estudio se ocupa del análisis del comportamiento de la tensión interfacial para un
crudo pesado colombiano por efecto del agua inteligente en presencia de surfactante, se
planteó un diseño experimental de tipo factorial, considerando como variable de
respuesta la IFT y como factores de estudio: TDS y concentraciones de Ca++ y Mg++,
además, se evalúan dos surfactantes de diferente naturaleza de disociación. Las
mediciones se realizaron mediante el método de gota colgante. El comportamiento de la
tensión interfacial, evidencia, que una modificación de la fisicoquímica del agua y la
adición de un agente tensoactivo puede alterar de forma significativa la IFT del agua
crudo pesado, en un orden de magnitud de 10-1mN/m, factor fundamental en el aumento del
número capilar.
Palavras chaves
Agua Inteligente; Recobro Químico CEOR; Crudo pesado
Introdução
Para priorizar el aumento del factor de recobro de los campos de petróleo
existentes, actualmente se estudian diferentes métodos EOR, como es el caso del agua
inteligente, que se basa principalmente en la modificación de la composición y
concentración de los iones en la salmuera de inyección, con el fin de alterar el
equilibrio fisicoquímico de las interacciones roca/fluido, principalmente por la
alteración de la humectabilidad de yacimientos de petróleo en beneficio de la
recuperación (PIÑEREZ. 2017). Es conocido que en yacimientos que suelen presentar
humectabilidad al petróleo se obtiene baja eficiencia de recuperación y, por lo
tanto, una alta saturación de petróleo residual. Se han propuesto diferentes
mecanismos EOR para explicar por qué se induce un cambio en la humectabilidad debido
a la inyección de agua inteligente, de manera cronológica se mencionan a
continuación, hinchamiento y dispersión de partículas de arcilla (BERNARD. 1967),
incremento local de pH y saponificación (McGuire et al. 2005), intercambio iónico
multicomponente (LAGER ET AL. 2006), Expansión EDL (ZHANG AND MORROW. 2006) y
osmosis química (BUCKLEY. 2009).
Esta investigación se centra en el estudio del comportamiento de la interacción
fluido- fluido para un crudo pesado colombiano y diferentes salmueras con el fin de
evaluar la tecnología de agua inteligente en presencia de surfactante como método de
recuperación mejorada del petróleo. Se analiza el comportamiento de la tensión
interfacial mediante la modificación del nivel de solidos totales disueltos y la
concentración de iones divalentes (Ca++ y Mg++) mediante el planteamiento de un
diseño experimental y la determinación de la concentración micelar crítica para dos
surfactantes comerciales de diferente tipo de disociación.
Material e métodos
Equipo: Se utiliza el equipo de medición de tensión superficial, tensión interfacial
y ángulo de contacto mediante análisis de la forma de gota. La medición de la
tensión interfacial fue realizada con el método de gota colgante.
Materiales: Para la preparación de las diferentes salmueras sintéticas se usaron los
siguientes reactivos: NaCl, KCl, Na2SO4, NaHCO3, CaCl2∗2H2O, MgCl2∗6H2O, SrCl2∗6H2O.
Por otro lado, los agentes tensoactivos seleccionados con el fin de mejorar el
comportamiento de la tensión interfacial son, Tritón X-100 de naturaleza de
disociación no-iónica y el surfactante aniónico dodecilsulfato sódico (SDS).
Metodología: Con base a un cribado propuesto en este trabajo, se selecciona un campo
de crudo pesado colombiano con un contenido de minerales de arcilla del 17% en peso,
con un nivel de TDS del agua connata de 47122 ppm con una concentración de 583 ppm y
163.7 ppm de Ca y Mg respectivamente.
Se realizaron tres etapas, siendo la primera la evaluación de la tensión interfacial
a diferentes diluciones de la salmuera de formación, después se plantea un diseño
experimental de tipo factorial acotando un rango de salinidad proveniente de la
primer etapa junto con concentraciones específicas de los iones divalentes (Ca y Mg)
y finalmente, partiendo de una solución madre preparada a 50000 ppm de surfactante
se hacen diluciones en una salmuera seleccionada del diseño con el objetivo de
determinar la concentración micelar crítica tanto para el Tritón X-100 como para el
SDS para el crudo pesado seleccionado, ya que según (SADAT ET AL. 2022) el punto de
CMC suele ser usado como un indicador de la cantidad de surfactante requerido,
permitiendo de cierta manera la optimización de la concentración del agente
tensoactivo.
Resultado e discussão
La tensión interfacial entre el crudo de 18° API y la salmuera de formación se
considera como el caso inicial o caso base, siendo la tensión interfacial entre
estos fluidos de 24.59 mN/m. Al realizar diluciones de la salmuera de formación en
agua destilada se logra obtener una reducción de aproximadamente el 50% del valor
inicial cuando se alcanzan niveles de salinidad de 3000 ppm – 7000 ppm de TDS.
Una vez ejecutado el diseño se modelan los datos experimentales obtenidos en el
software STATGRAPHICS para su análisis. La Figura 1, permite observar el efecto que
tienen los factores de estudio sobre la variable de respuesta, además de mostrar si
dicho efecto es directa o inversamente proporcional. Para el caso de estudio, el
mayor efecto en la IFT es causado por la concentración de Ca, seguido de la
concentración de Mg, la interacción Ca-Mg, y finalmente el efecto cuadrático del Ca
y Mg.
En la Figura 2, se muestra que el mejor comportamiento posible en los niveles
estudiados para la salinidad y la concentración de Ca y Mg se obtiene cuando se
formula un fluido con la menor concentración de estos iones divalentes
en el rango de salinidad de 3000 – 7000 ppm de TDS.
Por último, se evalúa la tensión interfacial de la salmuera de TDS = 7000 ppm con
una concentración de Ca y Mg de 40 y 10 ppm respectivamente, a diferentes
concentraciones de surfactante. Los valores de tensión interfacial al punto de
concentración micelar crítica son de aproximadamente 0.85 y 0.68 mN/m para el Tritón
X-100 y el SDS respectivamente, obteniendo una reducción de IFT a un orden de
magnitud de 10-1 mN/m, lo que podría plantear un aumento significativo en el número
capilar, influyendo finalmente en una recuperación mejorada del petróleo.
Comportamiento: Directamente proporcional (gris) Inversamente proporcional (azul)
Conclusões
La mejor formulación obtenida para el campo en estudio es aquella en la que el nivel de
salinidad se encuentre en un rango de TDS de 3000-7000 ppm y la concentración más baja
de iones divalentes, no obstante, tanto el Ca como el Mg deben estar presentes en la
formulación, ya que, cuando son excluidos, la IFT vuelve a aumentar a valores parecidos
al obtenido en el caso base, por otro lado, el uso de surfactantes al punto de CMC
mejora aúna más las condiciones posibilitando un aumento en la recuperación de
petróleo.
Agradecimentos
Grupo de investigación GIT, Ministerio de ciencia, tecnología e innovación, laboratorio
de análisis petrofísico y daño a la formación-UIS, centro de investigación en catálisis
(CICAT),grupo investigación LEAM y grupo GMPH.
Referências
BERNARD, GEORGE G. 1967. “Effect of Floodwater Salinity on Recovery of Oil From Cores Containing Clays.” Society of Petroleum Engineers - SPE California Regional Meeting, CRM 1967. doi: 10.2523/1725-ms.
BUCKLEY, J. 2009. “Low Salinity Waterflooding-An Overview of Likely Mechanisms.” On-Line Presentation. doi: https://www.uwyo.edu/eori/_files/eorctab_jan09/buckley_mechanisms.pdf.
LAGER, A., K. J. WEBB, C. J. J. BLACK, M. SINGLETON, AND K. S. SORBIE. 2006. “Low Salinity Oil Recovery - An Experimental Investigation.” Petrophysics.
MCGUIRE, P. L., J. R. CHATHAM, F. K. PASKVAN, D. M. SOMMER, AND F. H. CARINI. 2005. “Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska’s North Slope.” SPE Western Regional Meeting, Proceedings. doi: 10.2523/93903-ms.
PIÑEREZ TORRIJOS, IVÁN DARÍO. 2017. “Enhanced Oil Recovery From Sandstones and Carbonates with ‘Smart Water.’” University of Stavanger.
SADAT, NAYEREH, ASCENCIÓN ROMERO-MARTÍNEZ, AND REINHARD MILLER. 2022. “An Empirical Model to Represent the CMC Behavior of Aqueous Solutions of Homologous Series of Nonionic Surfactants , Related to Its Chemical Constitution.” Journal of Molecular
ZHANG, Y., AND N. R. MORROW. 2006. “Comparison of Secondary and Tertiary Recovery With Change in Injection Brine Composition for Crude Oil / Sandstone Combinations.” Society of Petroleum Engineers - SPE. doi: https://doi.org/10.2118/99757-MS
