El uso de surfactantes en proyectos de recuperación terciaria
¿Que es un surfactante?
Surfactantes, también conocidos como agentes tensioactivos, son agentes de humectación que bajan la tensión superficial de un líquido, permiten una mas fácil dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos.
Etimología
La palabra surfactante proviene del término en ingles surfactant, (surface-active-agent) agente de superficie o tensioactivo.Los surfactantes son usualmente compuestos orgánicos amfifílicos, o que contienen grupos no polares hidrófobos o lipofílicos, solubles en hidrocarburos y grupos polares hidrofílicos (cabezas) solubles en agua. Por ello son solubles en solventes orgánicos y en agua.
Operación y efectos
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. Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedades fundamentales de estas sustancias:
• 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.
• Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas, asociación: fenómeno impulsado por efectos hidrófobos cuando se añade más surfactante a una solución acuosa.
La micela
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.
Solubilización
Las soluciones micelares poseen una propiedad muy importante, llamada capacidad de solubilización. Pueden solubilizar sustancias no polares (aceites, hidrocarburos) o anfífilas (alcoholes). A partir de la concentración micelar crítica, 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 microemulsiones.
Clasificación
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 amfotérico.
Algunos surfactantes comunmente encontrados son:
Aniónicos:
Basados en aniones sulfato, sulfonato o carboxilato.
Dodecil sulfato de sodio (SDS)
Lauril sulfato de amonio y otras sales de alquilsulfato
Lauril eter sulfato de sodio (SLES)
Alquil benceno sulfonato
Jabones y sales de acidos grasos
Catiónicos:
Basados en cationes de amonio cuaternario
Bromuro de cetil trimetil amonio (CTAB)
Bromuro de hexadecil trimetil amonio y otras sales de alquil trimetil amonio
Cloruro de cetil piridinio (CPC)
Amina polietoxilada (POEA)
Cloruro de benzalconio (BAC)
Cloruro de bencetonio (BZT)
Anfotéricos:
Dodecil betaina
Oxido de dodecil dimetil amina
Cocoamido propil betaina
Coco amfo glicinato
No iónicos:
Alquil polioxido de etileno
Copolímeros de poli oxido de etileno y oxido de propileno llamados comercialmente polioxaminas.
Alquil poliglucósidos, incluyendo:
Octil glucósido
Decil maltosido
Alcoholes grasos
Alcohol cetilico
Alcohol oleico
Cocoamida metil eter
Cocoamida dietil eter
Cocoamida trietil eter
La elección del surfactante es esencial
Desde que cada proyecto de recuperación terciaria es independiente, único y las condiciones varían, es extremadamente importante diseñar y formular el agente tensioactivo adecuado con el objeto de optimizar el tratamiento. En los últimos tiempos han aparecido en el marcado nuevos agentes tensioactivos que permiten la implementación de técnicas SP y a un solo agente tensioactivo, con éxito con el consiguiente ahorro de inversión en equipos y productos.
Por qué necesitamos un agente tensioactivo?
Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de petróleo. La tensión interfacial incide en lo que se llama el Numero Capilar.
El numero 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.
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. 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.
Surfactantes en proyectos de terciaria
• Probados en campo
• Calidad consistente
• Se requiere baja concentración
• Sistema de un componente
• Baja viscosidad
Ejemplo Campo SHO-VEL-TUM (SPE 84904)
• En producción por mas de 40 años, secundaria intensiva, producción 4 bbl/día
• ASP comenzó en Feb 98, usando Na2CO3 y tensioactivo de última generación.
• Petroleo incremental total > 10,444 bbl en 1.3 años
Tecnología ASP - Problemas potenciales:
(SPE 71492, 71061)
Después de un intensivo proyecto ASP, los resultados pueden resultar exitosos, sin embargo el uso del álcali podrá causar:
• Corrosión de los equipos
• Incrustaciones en la formación
• Pozos productores obturados que requerirán tratamiento de fractura para que vuelvan a producir.
• Disminución de desarrollo de viscosidad del polímero.
• Aumento de consumo de polímero
• Mayores costos de mantenimiento
Tecnología LASP (bajo alcali-surfactante polímero)
• Combina las ventajas del ASP y el SP
• Usa 0.1 – 0.3% álcali
• Reduce la adsorción de surfactante
• Reduce la degradación del polímero
• Reduce el costo de mantenimiento
• Reduce la formación de incrustaciones
• Reduce el costo total de tratamiento
Tecnología SP (surfactante - polímero) Super Surfactantes
- Muy efectiva
- Se requieren muy bajas concentraciones de surfactante (0.02% - 0.2%)
- Provee ultra bajas tensiones interfaciales (IFT)
- No se necesita tratamiento de agua intensivo
- Tolerante a
- Altos valores de sólidos disueltos
- Alto contenido de cationes divalentes
- Altas temperaturas
- Ventajas
- Dósis bajas de tensioactivo
- No se requiere álcali
- Menores consumos de polímero
- Menor costo de tratamiento de agua
- Disminución o eliminación de formación de incrustaciones
- Disminución de costos de mantenimiento de equipos
Surfactantes inteligentes (en desarrollo - patente pendiente)
En general 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.
referencias:
- Tiorco Inc. – Proyectos de recuperacion terciaria que utilizan quimicos especiales.
- www.oil-chem.com/eor.htm
Etimología
La palabra surfactante proviene del término en ingles surfactant, (surface-active-agent) agente de superficie o tensioactivo.Los surfactantes son usualmente compuestos orgánicos amfifílicos, o que contienen grupos no polares hidrófobos o lipofílicos, solubles en hidrocarburos y grupos polares hidrofílicos (cabezas) solubles en agua. Por ello son solubles en solventes orgánicos y en agua.
Operación y efectos
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. Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedades fundamentales de estas sustancias:
• 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.
• Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas, asociación: fenómeno impulsado por efectos hidrófobos cuando se añade más surfactante a una solución acuosa.
La micela
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.
Solubilización
Las soluciones micelares poseen una propiedad muy importante, llamada capacidad de solubilización. Pueden solubilizar sustancias no polares (aceites, hidrocarburos) o anfífilas (alcoholes). A partir de la concentración micelar crítica, 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 microemulsiones.
Clasificación
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 amfotérico.
Algunos surfactantes comunmente encontrados son:
Aniónicos:
Basados en aniones sulfato, sulfonato o carboxilato.
Dodecil sulfato de sodio (SDS)
Lauril sulfato de amonio y otras sales de alquilsulfato
Lauril eter sulfato de sodio (SLES)
Alquil benceno sulfonato
Jabones y sales de acidos grasos
Catiónicos:
Basados en cationes de amonio cuaternario
Bromuro de cetil trimetil amonio (CTAB)
Bromuro de hexadecil trimetil amonio y otras sales de alquil trimetil amonio
Cloruro de cetil piridinio (CPC)
Amina polietoxilada (POEA)
Cloruro de benzalconio (BAC)
Cloruro de bencetonio (BZT)
Anfotéricos:
Dodecil betaina
Oxido de dodecil dimetil amina
Cocoamido propil betaina
Coco amfo glicinato
No iónicos:
Alquil polioxido de etileno
Copolímeros de poli oxido de etileno y oxido de propileno llamados comercialmente polioxaminas.
Alquil poliglucósidos, incluyendo:
Octil glucósido
Decil maltosido
Alcoholes grasos
Alcohol cetilico
Alcohol oleico
Cocoamida metil eter
Cocoamida dietil eter
Cocoamida trietil eter
La elección del surfactante es esencial
Desde que cada proyecto de recuperación terciaria es independiente, único y las condiciones varían, es extremadamente importante diseñar y formular el agente tensioactivo adecuado con el objeto de optimizar el tratamiento. En los últimos tiempos han aparecido en el marcado nuevos agentes tensioactivos que permiten la implementación de técnicas SP y a un solo agente tensioactivo, con éxito con el consiguiente ahorro de inversión en equipos y productos.
Por qué necesitamos un agente tensioactivo?
Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de petróleo. La tensión interfacial incide en lo que se llama el Numero Capilar.
El numero 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.
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. 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.
Surfactantes en proyectos de terciaria
• Probados en campo
• Calidad consistente
• Se requiere baja concentración
• Sistema de un componente
• Baja viscosidad
Ejemplo Campo SHO-VEL-TUM (SPE 84904)
• En producción por mas de 40 años, secundaria intensiva, producción 4 bbl/día
• ASP comenzó en Feb 98, usando Na2CO3 y tensioactivo de última generación.
• Petroleo incremental total > 10,444 bbl en 1.3 años
Tecnología ASP - Problemas potenciales:
(SPE 71492, 71061)
Después de un intensivo proyecto ASP, los resultados pueden resultar exitosos, sin embargo el uso del álcali podrá causar:
• Corrosión de los equipos
• Incrustaciones en la formación
• Pozos productores obturados que requerirán tratamiento de fractura para que vuelvan a producir.
• Disminución de desarrollo de viscosidad del polímero.
• Aumento de consumo de polímero
• Mayores costos de mantenimiento
Tecnología LASP (bajo alcali-surfactante polímero)
• Combina las ventajas del ASP y el SP
• Usa 0.1 – 0.3% álcali
• Reduce la adsorción de surfactante
• Reduce la degradación del polímero
• Reduce el costo de mantenimiento
• Reduce la formación de incrustaciones
• Reduce el costo total de tratamiento
Tecnología SP (surfactante - polímero) Super Surfactantes
- Muy efectiva
- Se requieren muy bajas concentraciones de surfactante (0.02% - 0.2%)
- Provee ultra bajas tensiones interfaciales (IFT)
- No se necesita tratamiento de agua intensivo
- Tolerante a
- Altos valores de sólidos disueltos
- Alto contenido de cationes divalentes
- Altas temperaturas
- Ventajas
- Dósis bajas de tensioactivo
- No se requiere álcali
- Menores consumos de polímero
- Menor costo de tratamiento de agua
- Disminución o eliminación de formación de incrustaciones
- Disminución de costos de mantenimiento de equipos
Surfactantes inteligentes (en desarrollo - patente pendiente)
- Sistema de un solo componente
- Proveerían baja tensión interfacial y adecuada viscosidad
- Tolerante a sales y cationes divalentes
- No se requeriría tratamiento de agua
- No se requeriría polímero
- No se necesitaría unidad de disolución, ó hidratación
- Inversión mínima
- Mínimo factor de riesgo
En general 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.
referencias:
- Tiorco Inc. – Proyectos de recuperacion terciaria que utilizan quimicos especiales.
- www.oil-chem.com/eor.htm
