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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Análisis de la influencia del Balance Hidrofílico-Lipofílico en los surfactantes

usados para recuperación mejorada de petróleo

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos

AUTOR: Jhon Brayan Villarreal Pozo

TUTOR: Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo M.Sc.

Abril, 2019

Quito – Ecuador

ii DERECHOS DE AUTOR

Yo, Jhon Brayan Villarreal Pozo, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA DEL BALANCE

HIDROFÍLICO-LIPOFÍLICO EN LOS SURFACTANTES USADOS PARA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO”, modalidad Estudio Técnico, de

conformidad con el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS

CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad

Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de

la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría

sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización

y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en

el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad.

En la ciudad de Quito a los 10 días del mes de abril del 2019.

AUTOR

Jhon Brayan Villarreal Pozo

CC. 1722979729

Correo: [email protected]

iii UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de TUTOR he supervisado la realización

del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA DEL BALANCE

HIDROFÍLICO-LIPOFÍLICO EN LOS SURFACTANTES USADOS PARA

RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO”, presentado por el señor Jhon Brayan

Villarreal Pozo, para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos

y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del

Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 10 días del mes de abril del 2019.

TUTOR

Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo M.Sc.

CC. 0400913695

iv DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Proyecto de Trabajo de Titulación

“ANÁLISIS DE LA INFLUENCIA DEL BALANCE HIDROFÍLICO-LIPOFÍLICO EN

LOS SURFACTANTES USADOS PARA RECUPERACIÓN MEJORADA DE

PETRÓLEO” para optar al título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador

de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido

realizado con anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el

otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El trabajo por

realizarse será el resultado de los estudios del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de

información consultadas.

AUTOR TUTOR

Jhon Brayan Villarreal Pozo Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo M.Sc.

CC. 1722979729 CC. 0400913695

v DEDICATORIA

A mi padre Guillermo Villarreal y a mi madre Narciza Pozo por ser la luz que guía mi

camino, sin ustedes no estaría donde estoy y donde algún día llegaré a estar.

A mis hermanos Jesica y Paúl, como un ejemplo de superación para que lleguen a ser los

mejores.

A Alisom Magdalena por estar junto a mí y apoyarme en todo momento, gracias por existir.

A mis tías Neyda y Andrea por ayudarme y estar junto a mi familia.

A Guillermo y Mariana por haberme dado al mejor padre del mundo.

A José y Carmen (†) por haberme dado a la mejor madre del mundo.

A cada una de las personas que forman parte de las familias Villarreal y Pozo, porque cada uno

de ustedes me supieron dar su apoyo de diferente manera.

A Kira y Nerón por enseñarme que el amor se lo puede recibir de distinta forma.

Jhon Villarreal Pozo

“Mi padre es mi ángel, mi madre es mi vida”

vi AGRADECIMIENTOS

A Dios y a la Santísima Virgen de las Lajas por estar siempre conmigo y proteger a mi

familia.

A mi padre y a mi madre por su amor, bendición diaria, dedicación, esfuerzo, por hacer que

nunca me falte nada en la vida, ayudar a superarme cada día, estar siempre a mi lado, enseñarme

que mientras exista amor se puede enfrentar todo tipo de obstáculos y en especial haberme

demostrado que se puede iniciar sin tener nada y se puede llegar a tenerlo todo, los amo.

A mi hermana por demostrarme que sin importar lo diferente que somos podemos alcanzar

nuestros objetivos.

A mi hermano por acompañarme y recordarme lo que es ser feliz con simples cosas.

A mi enamorada por complementar mi vida.

A la gloriosa Universidad Central del Ecuador, a la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,

Petróleos y Ambiental, al cuerpo docente y administrativo de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos, en especial al Dr. Bolívar Enríquez en su calidad de Tutor por ayudarme, enseñarme y

guiarme para realizar un excelente estudio técnico.

A mis amigos que conforman el grupo “Los Jhon’s”, por haberme acompañado desde el inicio de

mi carrera universitaria, éxitos a cada uno de ustedes.

A cada una de las personas que me apoyaron en algún punto de mi vida.

Jhon Villarreal Pozo

“Cuando creí tener todas las respuestas, la vida me cambió las preguntas”

vii ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I GENERALIDADES ............................................................................................. 1 1.1 Introducción .................................................................................................................... 1 1.2 Planteamiento del Problema ........................................................................................... 1 1.3 Justificación e Importancia ............................................................................................. 2 1.4 Objetivos ......................................................................................................................... 2

1.4.1 Objetivo General ......................................................................................................... 2 1.4.2 Objetivos Específicos.................................................................................................. 2

1.5 Entorno del Estudio............................................................................................................... 3 1.5.1 Marco Institucional. .................................................................................................... 3 1.5.2 Marco Ético. ................................................................................................................ 3

1.5.3 Marco Legal. ............................................................................................................... 4

CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 5 2.1 Reservas de Hidrocarburos ................................................................................................... 5

2.1.1 Clasificación de Reservas. ............................................................................................. 5

2.1.2 Petróleo Original En Sitio (POES) ................................................................................ 7 2.2 Reservas de Petróleo en el Ecuador ...................................................................................... 8

2.3 Factor de Recobro ................................................................................................................. 8 2.4 Métodos de Recuperación de Petróleo .................................................................................. 9

2.4.1 Clasificación de los Métodos EOR ........................................................................... 12

2.5 Petróleo Incremental ........................................................................................................... 13 2.6 Métodos Químicos de EOR ................................................................................................ 13

2.6.1 Inyección de Surfactantes. ........................................................................................ 14 2.6.2 Facilidades de Superficie para EOR ......................................................................... 16

2.7 Concentración Micelar Crítica (CMC) ............................................................................... 18

2.8 Conductividad ............................................................................................................... 19

2.8.1 Conductividad en medios líquidos ............................................................................ 19 2.8.2 Salinidad del agua de formación ............................................................................... 19

2.9 Emulsiones .......................................................................................................................... 21

2.9.1 Clasificación de Emulsiones ..................................................................................... 22 2.10 Fuerzas Capilares .............................................................................................................. 23

2.10.1 Tensión Superficial (SFT)..................................................................................... 24 2.10.2 Tensión Interfacial (IFT)....................................................................................... 24 2.10.3 Humectabilidad ..................................................................................................... 24 2.10.4 Presión Capilar ...................................................................................................... 25

2.11 Método del Anillo para medición de la Tensión Superficial e Interfacial ........................ 26

2.12 Balance Hidrofílico – Lipofílico (BHL) ........................................................................... 27

2.12.1 Escala de Griffin ................................................................................................... 28

2.12.2 Ecuación de Davies ............................................................................................... 30 2.13 Normas usadas para la caracterización del petróleo ..................................................... 32

2.13.1 ASTM D 287-92: Método de Prueba Estándar para la Determinación de la

Gravedad API de Petróleo Crudo y sus Derivados (Método del Hidrómetro) ..................... 32 2.13.2 ASTM D 4007-02: Método de Prueba Estándar para la Determinación de Agua y

Sedimentos en Aceite Crudo por el Método de la Centrífuga (Procedimiento de Laboratorio)

33

viii CAPÍTULO III METODOLOGÍA ...................................................................................... 34

3.1 Tipo de Estudio ................................................................................................................... 34

3.2 Universo y Muestra ............................................................................................................. 34 3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos ........................................................ 34 3.4 Procesamiento y Análisis de la Información ...................................................................... 36

3.4.1 Pruebas de Laboratorio ................................................................................................ 36

CAPÍTULO IV DESARROLLO ............................................................................................... 39 4.1 Desarrollo en el laboratorio ................................................................................................ 39

4.1.1 Caracterización del petróleo mediante análisis de BSW por el método de la

centrifugación. ...................................................................................................................... 39 4.1.2 Calibración del Tensiómetro ..................................................................................... 40 4.1.3 Pruebas de Tensión Superficial (SFT) y conductividad ........................................... 41

4.1.4 Pruebas de Tensión Interfacial (IFT) ........................................................................ 47

4.1.5 Pruebas de IFT de mezclas de surfactantes, agregando aminas aromáticas y lineales

y la variación a un medio ácido. ........................................................................................... 52

4.1.6 Principales resultados obtenidos respecto a la reducción de la IFT provenientes de

las pruebas de laboratorio ..................................................................................................... 56 4.2 BHL Calculado y Experimental .................................................................................... 56

4.2.1 BHL Calculado ............................................................................................................ 56 4.2.2 BHL Experimental ....................................................................................................... 57

4.3 Reservas Remanentes de Petróleo por Método de Recuperación en el Ecuador .......... 59

4.4 Simulación del Factor de Recobro por aplicación de Surfactantes............................... 61

CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 68 5.1 Conclusiones ....................................................................................................................... 68 5.2 Recomendaciones ............................................................................................................... 71

BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................................... 72

ANEXOS ...................................................................................................................................... 75 Anexo A: Equipo utilizado para la caracterización del petróleo. ............................................. 75 Anexo B: Equipo utilizado para las pruebas de laboratorio ..................................................... 77 Anexo C: Resultados de ciertas pruebas de SFT ...................................................................... 79

Anexo D: Resultados de las pruebas de IFT ............................................................................. 81 Anexo E: Resultados de prueba de Infrarrojo de Surfactantes ................................................. 94

Anexo F: Resultados de la simulación en CMG ....................................................................... 97

ix LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Pruebas de contenido de agua y sedimentos (BSW) aplicando la norma ASTM D

4007-02. ........................................................................................................................................ 39 Tabla 2. SFT medido (experimental) para sustancias estándar. ............................................ 41 Tabla 3. Resultados de SFT y Conductividad para cada concentración de surfactante ...... 42

Tabla 4. CMC para cada surfactante de BHL conocido ......................................................... 47 Tabla 5. Evaluación de IFT petróleo-agua a diferentes volúmenes de CMC ........................ 48 Tabla 6. Mínima IFT alcanzada por cada surfactante ............................................................ 49 Tabla 7. Mínima IFT alcanzada por cada surfactante en función de BHL según la escala de

Griffin........................................................................................................................................... 50

Tabla 8. IFT obtenida de la adición de Aminas Aromáticas al S3 ......................................... 52 Tabla 9. IFT obtenida usando Aminas Lineales como surfactante ........................................ 53

Tabla 10. IFT para algunos surfactantes .................................................................................. 54

Tabla 11. IFT alcanzado por las mezclas de surfactantes ....................................................... 54 Tabla 12. IFT alcanzado por las mezclas de surfactantes en medio ácido ............................ 54 Tabla 13. Principales resultados obtenidos mediante la aplicación de surfactantes ............ 56 Tabla 14. Comparación del BHL teórico con el BHL calculado ............................................ 57

Tabla 15. Comparación del BHL teórico, BHL calculado y BHL Experimental ................. 59 Tabla 16. Resumen de Potencial Hidrocarburífero del Ecuador ........................................... 60

Tabla 17. Reservas de Petróleo por Método de Recuperación en el Ecuador ....................... 60 Tabla 18. Volúmenes iniciales del núcleo de prueba ............................................................... 63 Tabla 19. Resultados obtenidos mediante la simulación en CMG ......................................... 67

x LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Clasificación de Reservas ............................................................................................. 7 Fuente: Petroleum Resources Management System, 2018 ........................................................ 7 Figura 2. Cifras Estimadas de Reservas de Petróleo por Categoría Año 2017 ....................... 8 Fuente: Informe Anual del Potencial Hidrocarburífero del Ecuador 2017, SHE-2017 ......... 8

Figura 3. Clasificación de los Métodos de Recuperación de Petróleo ...................................... 9 Fuente: The Alphabet Soup of IOR, EOR and AOR: Effective Communication Requires a

Definition of Terms (SPE 84908), 2003 ....................................................................................... 9 Figura 4. Clasificación de los Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo .................. 12 Fuente: Recent Developments and Updated Screening Criteria of Enhanced Oil Recovery

Techniques (SPE 130726), 2010 ................................................................................................. 12 Figura 5. Recuperación de Petróleo Incremental como respuesta a un proyecto de EOR .. 13

Fuente: Enhanced Oil Recovery, Larry W. Lake - 1989 ......................................................... 13

Figura 6. Estructura Esquemática de un Surfactante ............................................................. 15 Fuente: Geología del petróleo Sistemas petrolíferos EOR 101 Handbook, 2016 .................. 15 Figura 7. Estructura Esquemática de Micela ........................................................................... 15 Fuente: Dataphysics Understanding Interfaces ....................................................................... 15

Figura 8. Clasificación de los Surfactantes ............................................................................... 16 Fuente: Geología del petróleo Sistemas petrolíferos EOR 101 Handbook, 2016 .................. 16

Figura 9. Esquema de un proceso inyección de surfactante aplicado a un pozo petrolero. . 17 Fuente: A review on chemical flooding methods applied in enhanced oil recovery, 2008 ... 17 Figura 10. Tensión superficial en función de la concentración del surfactante. ................... 18

Fuente: Dataphysics Understanding Interfaces ....................................................................... 18 Figura 11. Condiciones para estabilizar una emulsión............................................................ 21

Fuente: Conceptos de facilidades de Superficie para Ingeniería de Producción, A. Mantilla

- 2014 ............................................................................................................................................ 21

Figura 12. Emulsiones Simples en la Industria Petrolera: Inversa (izq.) – Directa (der.) ... 22 Fuente: Cuaderno FIRP S277-C, 2011...................................................................................... 22

Figura 13. Emulsiones Múltiples ............................................................................................... 23 Fuente: Cuaderno FIRP S277-C, 2011...................................................................................... 23 Figura 14. Ilustración de la Humectabilidad ............................................................................ 25

Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento, M. Paris de Ferrer - 1998 ................... 25 Figura 15. Anillo de Du Noüy (izq.) – Tensiómetro Dataphysics DCAT-11EC (der.) .......... 26 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 26 Figura 16. Escala de Griffin con las propiedades de los surfactantes en función del BHL. 30 Figura 17. Coeficientes BHL de Grupos Funcionales.............................................................. 31

Fuente: Coloideofísica-coloideoquímica fenómenos de superficie, Romo - 1981 .................. 31 Figura 18. Diagrama del proceso para el desarrollo del estudio técnico. .............................. 35 Figura 19. Resultados obtenidos de la prueba de SFT para el agua destilada. ..................... 40 Figura 20. SFT vs Concentración del S1 ................................................................................... 43

Figura 21. Conductividad vs Concentración del S1 ................................................................. 43 Figura 22. SFT vs Concentración del S2 ................................................................................... 44 Figura 23. Conductividad vs Concentración del S2 ................................................................. 44

Figura 24. SFT vs Concentración del S3 ................................................................................... 45

xi Figura 25. Conductividad vs Concentración del S3 .............................................................. 45

Figura 26. SFT vs Concentración del S4 ................................................................................... 46 Figura 27. Conductividad vs Concentración del S4 ................................................................. 46 Figura 28. IFT petróleo-agua. .................................................................................................... 47 Figura 29. Relación existente entre la mínima IFT con el BHL. ............................................ 50 Figura 30. Relación existente entre la mínima IFT con el BHL según escala de Griffin ..... 51

Figura 31. M12 (izq.) y M13 (der.) ............................................................................................ 55 Figura 32. Dimensiones del núcleo de prueba .......................................................................... 61 Figura 33. Núcleo de prueba con saturación de agua del 30% (Vista Aérea 2D) ................. 62 Figura 34. Núcleo de prueba con saturación de agua del 30% (Vista 3D) ............................ 62 Figura 35. Volúmenes iniciales del núcleo de prueba .............................................................. 63

Figura 36. Factor de recobro de petróleo por aplicación de inyección de agua .................... 64 Figura 37. Petróleo acumulado por aplicación de inyección de agua .................................... 64

Figura 38. Ajuste de datos de tensión interfacial del S3 en el Software CMG ...................... 65

Figura 39. Resultados de factor de recobro de petróleo .......................................................... 65 Figura 40. Acercamiento a los resultados de factor de recobro de petróleo ......................... 66 Figura 41. Resultados de petróleo acumulado ......................................................................... 66 Figura 42. Centrifugadora usada para la norma ASTM D 4007-02 ...................................... 75

Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 75

Figura 43. Muestras usadas para la determinación del BSW ................................................. 75 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 75

Figura 44. Resultados de las pruebas de BSW ......................................................................... 76 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 76

Figura 45. De izq. a der.: Tensiómetro Dataphysics DCAT-11EC - Anillo Du Noüy -

Conductímetro............................................................................................................................. 77 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 77 Figura 46. Prueba de SFT (izq.) e IFT (der.)............................................................................ 77 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 77 Figura 47. Surfactante a diferentes concentraciones %P/V ................................................... 78 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 78 Figura 48. Lugar de trabajo para el desarrollo del estudio técnico ....................................... 78 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 78 Figura 49. Medición #1 de la SFT del S1 (Aniónico) a concentración 0,4%P/V ................... 79 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 79

Figura 50. Medición #2 de la SFT del S2 (No Iónico) a concentración 0,2%P/V.................. 79 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 79

Figura 51. Medición #1 de la SFT del S3 (Catiónico) a concentración 0,07%P/V ................ 80

xii Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 80 Figura 52. Medición #3 de la SFT del S4 (No Iónico) a concentración 0,01%P/V................ 80 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 80 Figura 53. IFT petróleo - agua ................................................................................................... 81


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 81 Figura 54. IFT petróleo – agua con 1 mL al CMC del S1 ....................................................... 81 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 81

Figura 55. IFT petróleo – agua con 2 mL al CMC del S1 ....................................................... 82 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 82


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 82 Figura 57. IFT petróleo – agua con 2 mL al CMC del S2 ....................................................... 83


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 83


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 83


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 84

Figura 60. IFT petróleo – agua con 1 mL al CMC del S4 ....................................................... 84


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 84


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 85

Figura 62. IFT petróleo – agua S3+AAP .................................................................................. 85 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 85

Figura 63. IFT petróleo – agua S3+AAS ................................................................................... 86 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 86

Figura 64. IFT petróleo – agua S3+AAT .................................................................................. 86 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 86 Figura 65. IFT petróleo – agua usando ALP como surfactante (2mL al CMC) ................... 87


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 87 Figura 66. IFT petróleo – agua usando ALS como surfactante (1mL al CMC) ................... 87

xiii Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 87 Figura 67. IFT petróleo – agua usando el S7 ............................................................................ 88 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 88 Figura 68. IFT petróleo – agua usando la mezcla M2 ............................................................. 88


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 88 Figura 69. IFT petróleo – agua usando la mezcla M3 ............................................................. 89 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 89

Figura 70. IFT petróleo – agua usando la mezcla M4 ............................................................. 89 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 89


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 90 Figura 72. IFT petróleo – agua usando la mezcla M6 ............................................................. 90


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 90


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 91


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 91

Figura 75. IFT petróleo – agua usando la mezcla M9 ............................................................. 92


Ecuador - 2019............................................................................................................................. 92

Figura 76. IFT petróleo – agua usando la mezcla M10 ........................................................... 92 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 92

Figura 77. IFT petróleo – agua usando la mezcla M11 ........................................................... 93 Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del

Ecuador - 2019............................................................................................................................. 93

Figura 78. Prueba de Infrarrojo Enzimas (SE6)...................................................................... 94 Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador - 2018 94 Figura 79. Informe de la Prueba de Infrarrojo Enzimas (SE6) ............................................. 94

Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador - 2018 94 Figura 80. Prueba de Infrarrojo Surfactante 7 (S7) ................................................................ 95 Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador - 2018 95 Figura 81. Informe de la Prueba de Infrarrojo Surfactante 7 (S7) ........................................ 95

Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador - 2018 95 Figura 82. Prueba de Infrarrojo Surfactante 5 (S5) ................................................................ 96 Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador - 2018 96

Figura 83. Informe de la Prueba de Infrarrojo Surfactante 5 (S5) ........................................ 96

xiv Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador -

2018............................................................................................................................................... 96 Figura 84. Simulación de la IFT antes de la inyección de surfactantes ................................. 97 Fuente: Software CMG .............................................................................................................. 97 Figura 85. Simulación de la IFT durante la inyección de surfactantes .................................. 98 Fuente: Software CMG .............................................................................................................. 98

Figura 86. Simulación de la IFT después de la inyección de surfactantes ............................. 99 Fuente: Software CMG .............................................................................................................. 99

xv ÍNDICE DE ABREVIATURAS

%P/V: Concentración Peso/Volumen

%wt: Concentración en peso

2P: Reservas probadas + probables

3P: Reservas probadas + probables + posibles

AAP: Amina Aromática Primaria

AAS: Amina Aromática Secundaria

AAT: Amina Aromática Terciaria

AC: Ácido

ALP: Amina Lineal Primaria

ALS: Amina Lineal Secundaria

API: Instituto Americano del Petróleo

ASTM: American Society for Testing and Materials

BHL o HLB: Balance Hidrofílico-Lipofílico

BHLD: Balance Hidrofílico-Lipofílico según Davies

BHLG: Balance Hidrofílico-Lipofílico según Griffin

BSW: Contenido de agua y sedimentos

CMC: Concentración Micelar Crítica

ENAP: Empresa Nacional del Petróleo (Chile)

EOR: Recuperación Mejorada de Petróleo

EUR: Producción Acumulada + Reservas probadas de Petróleo

FR: Factor de Recobro de Petróleo

IFT: Tensión Interfacial

xvi M1, M2, Mn: Mezcla de surfactantes

Np: Producción Acumulada de Petróleo

PRMS: Petroleum Resources Management System

ROHE: Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador

S1: Surfactante 1 (Aniónico)

S2: Surfactante 2 (No iónico)

S3: Surfactante 3 (Catiónico)

S4: Surfactante 4 (No iónico)

SE6: Enzima usada como Surfactante

SCAT: Software para control, medición, análisis y presentación

SFT: Tensión Superficial

SHE: Secretaría de Hidrocarburos Ecuador

SLB: Schlumberger Limited

P1 o 1P: Reservas Probadas

P2: Reservas Probables

P3: Reservas Posibles

Pc: Presión Capilar

POES: Petróleo Original en Sitio

SF: Inyección de Surfactantes (EOR)

WF: Inyección de Agua

xvii

Tema: Análisis de la influencia del Balance Hidrofílico-Lipofílico en los Surfactantes

usados para Recuperación Mejorada de Petróleo.

Autor: Jhon Brayan Villarreal Pozo

Tutor: Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo M.Sc.

RESUMEN

La aplicación de técnicas de Recuperación Mejorada de Petróleo es de

importancia en la actualidad debido a la declinación de la producción de la mayoría de

los campos de nuestro país. Uno de los métodos químicos más significativos que forman

parte de estas técnicas, es la inyección de surfactantes para disminuir la tensión interfacial

de la emulsión agua-petróleo.

De acuerdo con estudios, durante la producción de petróleo, una vez aplicados los

métodos de recuperación primaria se logra extraer aproximadamente el 25% del petróleo

existente en el yacimiento, posteriormente se aplican los métodos de recuperación

secundaria con lo cual se extrae del 10% al 15% del petróleo. En otras palabras, aún

queda más del 60% del petróleo original en el yacimiento (petróleo residual) el cual se

encuentra atrapado en los poros de la roca debido a las fuerzas capilares, en el Ecuador

las reservas remanentes para aplicación de EOR es de aproximadamente 27,960

MMMBls.

La metodología utilizada permite evaluar la tensión superficial y conductividad

del surfactante a diferentes concentraciones para determinar la Concentración Micelar

xviii

Crítica, consecuentemente aplicar la misma para identificar la mínima tensión interfacial

agua-petróleo alcanzada para cada surfactante para luego hallar una correlación con el

Balance Hidrofílico-Lipofílico de manera experimental.

El Balance Hidrofílico-Lipofílico basado en la escala de Griffin divide el carácter

en lipófilo (1-10) e hidrófilo (11-20) influyendo directamente en las propiedades que

puede tener el surfactante ya que indica el efecto que tendrá, relacionado con la mínima

tensión interfacial petróleo-agua alcanzada por la aplicación de este, encontrando una

disminución de hasta el 73% de la tensión interfacial petróleo-agua para el surfactante

catiónico (S3).

El estudio encuentra una ecuación cuadrática y permite relacionar el Balance

Hidrofílico-Lipofílico con la mínima Tensión Interfacial como contribución a la

Recuperación Mejorada de Petróleo para futura aplicabilidad en los campos de nuestro

país para aumentar la producción del petróleo residual y consecuentemente el factor de

recobro.

PALABRAS CLAVE: RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO, BALANCE

HIDROFÍLICO-LIPOFÍLICO, SURFACTANTE, TENSIÓN INTERFACIAL.

xix

TITLE: “Analysis of the influence of the Hydrophilic-Lipophilic Balance in Surfactants

used for Enhanced Oil Recovery”

Author: Jhon Brayan Villarreal Pozo

Tutor: Dr. Bolívar Germán Enríquez Vallejo M.Sc.

ABSTRACT

The application of Enhanced Oil Recovery techniques is of current importance

due to the decline in production in most of the fields in our country. One of the most

significant chemical methods that are part of these techniques is the injection of

surfactants to decrease the interfacial tension of the water-oil emulsion.

According to studies, during oil production, once the primary recovery methods

are applied, approximately 25% of the existing oil in the deposit is extracted, then the

secondary recovery methods are applied, with which it is extracted from 10% to 15% of

the oil. In other words, there is still more than 60% of the original oil in the deposit

(residual oil) which is trapped in the pores of the rock due to capillary forces, in Ecuador

the remaining reserves for application of EOR is approximately 27,960 billion Bls.

The methodology used allows to evaluate the surface tension and conductivity of

the surfactant at different concentrations to determine the Critical Micelle Concentration,

consequently applying the same to identify the minimum water-oil interfacial tension

xx

reached for each surfactant and then find a correlation with the Hydrophilic-Lipophilic

Balance experimentally.

The Hydrophilic-Lipophilic Balance based on the Griffin scale divides the

character into lipophilic (1-10) and hydrophilic (11-20) directly influencing the properties

that the surfactant can have as it indicates the effect it will have, related to the minimum

interfacial tension oil- water reached by the application of this, finding a decrease of up to

73% of the oil-water interfacial tension for the cationic surfactant (S3).

The study finds a quadratic equation and allows to relate the Hydrophilic-

Lipophilic Balance with the minimum Interfacial Tension as a contribution to the

Enhanced Oil Recovery for future applicability in the fields of our country to increase the

production of residual oil and consequently the recovery factor.

KEYWORDS:

ENHANCED OIL RECOVERY, HYDROPHILIC-LIPOPHILIC BALANCE,

SURFACTANT, INTERFACIAL TENSION.

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1.1 Introducción

La aplicación de técnicas de Recuperación Mejorada de Petróleo, en inglés

Enhanced Oil Recovery (EOR), es de suma importancia en la actualidad debido a la

declinación de la producción de la mayoría de los campos de nuestro país, por lo cual se

vio la necesidad de realizar un estudio que aplique una de las técnicas que se basan en la

inyección de fluidos para producir el petróleo inmóvil sin alterar las propiedades de la

estructura de la roca, con el objetivo de modificar las condiciones fisicoquímicas de los

fluidos del yacimiento como la tensión interfacial, tensión superficial, mojabilidad, entre

otros.

Alrededor del mundo, dentro de la clasificación de estas técnicas, uno de los

métodos químicos más significativos estudiado desde los años 70, es la inyección de

surfactantes para disminuir la tensión interfacial de la emulsión agua-petróleo.

1.2 Planteamiento del Problema

Según estudios realizados, durante la producción de petróleo, una vez aplicados

los métodos de recuperación primaria se logra extraer aproximadamente el 25% del

petróleo existente en el yacimiento, posteriormente se realizan los métodos de

recuperación secundaria como son la inyección de agua o gas dependiendo el caso con lo

2

cual se logra extraer aproximadamente del 10% al 15% del petróleo entrampado en el

yacimiento. En otras palabras, aún queda más del 60% del petróleo original en el

yacimiento (petróleo residual) el cual se encuentra atrapado en los poros de la roca

debido a las fuerzas capilares.

1.3 Justificación e Importancia

El estudio por realizar es una contribución a la Recuperación Mejorada de Petróleo

para futura aplicabilidad en los campos de nuestro país basándose en encontrar una

formulación para reducir la tensión interfacial de la emulsión agua-petróleo para

aumentar la producción del petróleo residual y consecuentemente el factor de recobro.

1.4 Objetivos

1.4.1 Objetivo General

Analizar la influencia del Balance Hidrofílico-Lipofílico en los

Surfactantes usados para Recuperación Mejorada de Petróleo

1.4.2 Objetivos Específicos

Recolectar información bibliográfica acerca del Balance Hidrofílico-

Lipofílico (BHL).

Caracterizar la muestra de petróleo.

Obtener y evaluar el Balance Hidrofílico-Lipofílico (BHL) en base de los

grupos funcionales de los surfactantes del medio utilizados en Recuperación

Mejorada.

3

Relacionar el Balance Hidrofílico-Lipofílico (BHL) en función de la tensión

superficial, conductividad y concentración micelar crítica (CMC).

Evaluar los surfactantes en la tensión interfacial examinando su

comportamiento en la muestra de petróleo.

1.5 Entorno del Estudio

El presente estudio técnico se realizará con estricto respeto y honestidad respecto

a la obtención de la información, la normativa relacionada al proceso de titulación que

debe ser aplicada y a los resultados obtenidos, se realizará en el siguiente contexto:

1.5.1 Marco Institucional.

La Universidad Central del Ecuador es una de las mejores universidades del país

ya que cuenta con un nivel educativo de excelencia que ayuda a la formación de

profesionales en el ámbito académico mediante el conocimiento técnico-científico,

cultura, formando investigadores y técnicos de nivel superior que tienen la capacidad de

solucionar problemas para contribuir con el desarrollo hidrocarburífero del país.

1.5.2 Marco Ético.

El presente trabajo de titulación se realizará con el debido cumplimiento de los

principios éticos y morales con el adecuado uso de la información a disposición, así como

la originalidad de este con la verificación de la declaratoria de originalidad dando

resultados que sean de ayuda para futuras investigaciones en temas afines.

4

1.5.3 Marco Legal.

El presente Trabajo de Titulación se realizará en cumplimiento de la normativa

vigente relacionada con los procesos de Titulación en la Educación Superior.

Basándose en el Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador, Art.70

del Reglamento de Operaciones Hidrocarburiferas del Ecuador, Art. 123 de la Ley

Orgánica de Educación Superior, Art. 21 inciso 3 del Reglamento de Régimen

Académico, Art. 212 del Estatuto universitario y del Documento de Unidad de Titulación

Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos aprobado por el CES entre las

modalidades de titulación se establece el Estudio Técnico que según Pinto (2018) dice:

Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos,

procesos, etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión,

perforación, explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de

Petróleos con alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los

resultados.

5

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Reservas de Hidrocarburos

En el Reglamento de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador, ROHE (2018)

las define como:

Volúmenes de petróleo crudo, condensado y Gas Natural que se pueden recuperar

comercialmente de acumulaciones conocidas desde una fecha determinada en adelante.

Las reservas deben satisfacer 4 criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, ser

comerciales y deben basarse en el /los proyectos de desarrollo aplicado(s).

El cálculo de reservas de hidrocarburos involucra la interpretación y análisis de la

simulación de los yacimientos donde se encuentran almacenados, mismo que cuentan con

un grado de incertidumbre (ya que se basa en el poblamiento del yacimiento en función

de propiedades petrofísicas en distintos puntos del área) así como en aspectos técnicos y

económicos que influyen durante el proceso de producción.

2.1.1 Clasificación de Reservas.

Según el ROHE (2018):

Las reservas pueden ser clasificadas de acuerdo con el nivel de certeza asociado

con las estimaciones y pueden ser subclasificadas basadas en la madurez del proyecto y/o

caracterizadas por el estado de desarrollo como:

6

Reservas Probadas (P1).

Son aquellas cantidades de petróleo que con el análisis de datos de

geociencias y de ingeniería, pueden estimarse con certeza razonable a ser recuperables

comercialmente desde una fecha dada en adelante, de reservorios conocidos y bajo

condiciones económicas, métodos de operación y reglamentación gubernamental

definidas. Debe tener una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas

igualen o excedan la estimación. Las reservas 1P son iguales a las reservas probadas. En

el Ecuador tenemos reservas P1 de aproximadamente 1,703MMMBls. (Secretaria de

Hidrocarburos, SHE)

Reservas Probables (P2).

Son aquellas reservas adicionales cuyo análisis de datos de geociencias e

ingeniería indican que son menos probables de ser recuperadas que las Reservas

Probadas, pero más certeras de recuperar que las Reservas Posibles. En términos

probabilísticos, debería haber al menos un 50% de probabilidad de que las cantidades

recuperadas reales igualarán o excederán la estimación 2P (las reservas 2P es igual a la

suma de reservas probadas más las reservas probables).

Reservas Posibles (P3).

Reservas adicionales cuyo análisis de datos de geociencias e ingeniería sugieren

que son menos posibles de ser recuperadas que las Reservas Probables, En términos

7

probabilísticos, debería haber al menos un 10% de probabilidad de que las cantidades

recuperadas reales igualarán o excederán la estimación 3P (las reservas 3P es igual a la

suma de las reservas probadas más las reservas probables más las reservas posibles). En

el Ecuador se tiene una cantidad de reservas 3P de 2,695MMMBls de petróleo. (SHE)

Figura 1. Clasificación de Reservas

Fuente: Petroleum Resources Management System, 2018

2.1.2 Petróleo Original En Sitio (POES)

En el 2018 el Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos (Petroleum Resources

Management System, PRMS) lo definió como:

Aquella cantidad de petróleo que se estima que existe originalmente en las

acumulaciones naturales. Esto incluye aquellas cantidades de petróleo que se estima, a

partir de una fecha determinada, esté contenida en acumulaciones conocidas previo al

8

inicio de su producción más aquellas cantidades estimadas en acumulaciones aún por

descubrir.

En Ecuador se tiene un aproximado de 39,002MMMBls de Petróleo Original en

Sitio (POES). (SHE)

2.2 Reservas de Petróleo en el Ecuador

Figura 2. Cifras Estimadas de Reservas de Petróleo por Categoría Año 2017

Fuente: Informe Anual del Potencial Hidrocarburífero del Ecuador 2017, SHE-2017

2.3 Factor de Recobro

Es un valor adimensional que representa la cantidad de petróleo original del

yacimiento que puede ser producido y se lo representa con la siguiente expresión

matemática:

9

𝐹𝑅 =𝑁𝑝

𝑃𝑂𝐸𝑆

Donde:

𝐹𝑅 = Factor de recobro (adimensional)

𝑁𝑝 = Producción de petróleo total (Bls)

𝑃𝑂𝐸𝑆 = Petróleo Original en Sitio (Bls)

2.4 Métodos de Recuperación de Petróleo

Figura 3. Clasificación de los Métodos de Recuperación de Petróleo

Fuente: The Alphabet Soup of IOR, EOR and AOR: Effective Communication Requires a Definition

of Terms (SPE 84908), 2003

La producción de petróleo desde el yacimiento comienza con la Recuperación

Primaria en el cual el flujo es de manera natural debido a la energía en el yacimiento

donde la presión del yacimiento es considerablemente más elevada que la presión del

Surfactant

10

fondo del pozo dentro de él, para reducir la presión de fondo fluyente del pozo o

incrementar la presión diferencial para aumentar la producción de hidrocarburos, es

necesario implementar un sistema de levantamiento artificial. (Glosario Schlumberger,

SLB)

Luego se completa mediante la Recuperación Secundaria, que, según el glosario

de Schlumberger, SLB:

Etapa durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el

yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación

de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es

mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las

técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas (CO2) y la

inyección de agua, esta etapa alcanza su límite cuando el fluido inyectado se produce en

cantidades considerables en los pozos productores y la producción deja de ser económica.

Los métodos de Recuperación Mejorada (EOR) se definen como el conjunto de

métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales (que no están presentes

en el yacimiento) para recuperar el petróleo que no puede ser producido por medios

convencionales (recuperación primaria y secundaria) cuyo objetivo es mejorar el

desplazamiento del petróleo o el flujo de fluidos en el yacimiento. (Comunidad Petrolera,

2008).

11

El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un

yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente

en el lugar, adicionalmente los métodos EOR pueden incrementar del 5% al 15% de

producción de petróleo.

Cada método de recuperación de petróleo tiene un factor de recobro, en el caso de

Ecuador, el factor de recobro por recuperación primaria está en el rango del 20% al 25%,

por recuperación secundaria del 6% al 9% y para EOR se estima de manera general se

tendría un factor de recobro incremental que va del 5% al 15%.

12

2.4.1 Clasificación de los Métodos EOR

Figura 4. Clasificación de los Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo

Fuente: Recent Developments and Updated Screening Criteria of Enhanced Oil Recovery Techniques

(SPE 130726), 2010

13

2.5 Petróleo Incremental

Técnica universal para medir si un proceso de EOR es exitoso basándose en la

cantidad de petróleo incremental recuperado. Durante la producción de petróleo de un

yacimiento llego un punto del cual empieza la declinación de este (AB), si se aplicara un

proyecto exitoso de EOR la tasa de producción mostraría una desviación de la

declinación proyectada desde el punto B. El petróleo incremental es la diferencia entre lo

que se recuperó aplicando el proyecto de EOR (BD) y lo que se hubiera recuperado sin

aplicar dicho proyecto (BC).

Figura 5. Recuperación de Petróleo Incremental como respuesta a un proyecto de EOR

Fuente: Enhanced Oil Recovery, Larry W. Lake - 1989

2.6 Métodos Químicos de EOR

Dentro de la recuperación mejorada de petróleo se enmarcan los mecanismos de

recuperación química, los cuales, tienden a disminuir la saturación residual de petróleo e

14

incrementar la eficiencia de barrido mediante la inyección de fluidos que usualmente no

se encuentran en los yacimientos como surfactantes o polímeros; estas actividades de

inyección permiten modificar las propiedades físicas de la emulsión agua-petróleo

alterando la tensión interfacial, la viscosidad o la mojabilidad. (Comunidad Petrolera,

2008).

Estos métodos se encuentran limitados por las condiciones fisicoquímicas del

yacimiento como la salinidad, adsorción o la temperatura que influyen en los efectos que

pueden tener estos químicos durante su aplicación.

2.6.1 Inyección de Surfactantes.

Los surfactantes son sustancias químicas que se adsorben o se concentran en una

superficie o interfaz de fluido / fluido cuando están presentes a baja concentración en un

sistema alterando significativamente las propiedades interfaciales; en particular,

disminuyen la tensión superficial o tensión interfacial. La palabra surfactante proviene de

la expresión en inglés “surfactant” que significa “Surface-Active Agent”.

Los surfactantes (tensioactivos) consisten en un grupo de cabeza polar y una

cadena de hidrocarburo no polar. La parte polar de la molécula puede interactuar

fuertemente con solventes polares, como el agua, y por lo tanto también se llama la parte

hidrofílica. La parte no polar, por otro lado, puede formar fuertes interacciones con

15

solventes no polares, como los hidrocarburos, y por lo tanto también se llama parte

lipófila o hidrófoba.

Figura 6. Estructura Esquemática de un Surfactante

Fuente: Geología del petróleo Sistemas petrolíferos EOR 101 Handbook, 2016

Cuando se agregan a un medio acuoso, las moléculas de surfactantes forman

estructuras denominadas micelas, las cuales permiten interactuar en la interfaz de ambos

fluidos otorgándole sus principales funciones como la reducción de la tensión interfacial

aumentando la movilidad del petróleo residual (Petróleo América, 2011).

Figura 7. Estructura Esquemática de Micela

Fuente: Dataphysics Understanding Interfaces

16

Clasificación de los Surfactantes

Los surfactantes se pueden clasificar según la carga de su grupo de cabeza polar:

Los surfactantes aniónicos tienen un grupo de cabeza cargado

negativamente.

Los surfactantes catiónicos tienen un grupo de cabeza cargada

positivamente.

Los surfactantes zwitteriónicos (anfotéricos) tienen un grupo de cabeza

carga positiva y negativa.

Los surfactantes no iónicos tienen un grupo de cabeza polar sin carga.

Figura 8. Clasificación de los Surfactantes

Fuente: Geología del petróleo Sistemas petrolíferos EOR 101 Handbook, 2016

2.6.2 Facilidades de Superficie para EOR

EOR por inyección de químicos, específicamente de surfactantes se basa en

agregar una cantidad determinada de surfactante al agua de inyección, cuya

17

concentración, viscosidad entre otras propiedades son fijadas mediante pruebas de

núcleos (cores) en laboratorios. La inyección debe ser en baches de surfactante y

agua. El bache de surfactante afectará a la tensión interfacial (IFT) disminuyéndola,

incrementando la movilidad del petróleo, a medida que el bache de agua será el

encargado de movilizar el frente de petróleo formado por el surfactante llevándolo hasta

los pozos productores. Por tal razón, se puede aprovechar las facilidades usadas para la

inyección de agua en el yacimiento (recuperación secundaria) o de no existir, se necesita

de manera general bombas de inyección de agua, instalaciones de almacenamiento para

solución de surfactante y para el agua de inyección, separador de producción, pozo

inyector y por su puesto el pozo productor de petróleo.

Figura 9. Esquema de un proceso inyección de surfactante aplicado a un pozo petrolero.

Fuente: A review on chemical flooding methods applied in enhanced oil recovery, 2008

18

2.7 Concentración Micelar Crítica (CMC)

Concentración de surfactante en y por encima de la cual se forman las micelas,

este se lo considera como un rango de concentración ya que no es un valor exacto,

teniendo un valor diferente de CMC para cada surfactante. Se puede determinar para

soluciones de surfactante midiendo la tensión superficial o la conductividad en diferentes

concentraciones. Por encima de la CMC, la tensión superficial disminuye al aumentar la

concentración de surfactante a medida que aumenta el número de surfactantes en la

interfaz. Debajo de la CMC, la tensión superficial de la solución es constante porque la

concentración de surfactante interfacial no cambia más.

Figura 10. Tensión superficial en función de la concentración del surfactante.

Fuente: Dataphysics Understanding Interfaces

19

2.8 Conductividad

Aptitud de una sustancia de conducir la corriente eléctrica, los iones cargados

positiva y negativamente son los que conducen la corriente, y la cantidad conducida

dependerá del número de iones presentes y de su movilidad (EcuRed). La conductividad

se usa comúnmente para indicar la concentración total de los constituyentes ionizados de

un agua natural.

2.8.1 Conductividad en medios líquidos

La conductividad en medios líquidos (Disolución) está relacionada con la

presencia de sales en solución, cuya disociación genera iones positivos y negativos

capaces de transportar la energía eléctrica si se somete el líquido a un campo eléctrico

(Ibid). Medido en unidades de microsiemens (μS) o milisiemens (mS).

2.8.2 Salinidad del agua de formación

Como agua de formación se conoce en la industria Petrolera generalmente al agua

presente en los yacimientos petroleros, ya sea emulsionada con el crudo o no. Por debajo

de cierta profundidad, todas las rocas porosas están llenas de algún fluido que

generalmente es agua, en estas rocas porosas es donde se asientan los hidrocarburos

después de su formación y posterior desplazamiento. Esta agua ocupa los espacios entre

los sedimentos que quedaron sobre los fondos de océanos y lagos antiguos, y pudo

haberse quedado allí desde la desaparición de estos o simplemente haber fluido hasta allí

20

como agua de infiltración en sistemas hidrogeológicos. Tal agua encerrada llamada

comúnmente agua de formación, se encuentra generalmente con el petróleo en muchos

yacimientos productivos. Esta agua ha disuelto materias minerales adicionales, ha dejado

algunas en las rocas, o ha sido diluida durante los largos períodos del tiempo geológico

que ha estado en las rocas. Lo anterior se debe a que el agua que está en la formación se

halla a la presión y temperatura de esta, y al ser el agua un disolvente universal, con el

tiempo que ha permanecido en esas condiciones, disuelve las sales y mantiene los

diferentes iones que la conforman en un equilibrio químico. Contienen principalmente

sales minerales, combinaciones orgánicas, gases disueltos, entre otros. Cuando se inicia

la explotación del petróleo por medio de pozos productores, el agua de formación

empieza a salir junto con el petróleo hacia la superficie, cambiando sus condiciones de

presión y temperatura. Al ser la presión y la temperatura cada vez menor, esta agua de

formación que se hallaba a condiciones de yacimiento se convierte en sobresaturada a lo

largo de la tubería de producción y en la superficie. Además, dichas condiciones de

presión y temperatura, y los choques con las paredes de la tubería en la extracción (flujo

turbulento), actúan como un emulsificante entre el agua de formación y el aceite de

petróleo; como consecuencia de esto, se forma una emulsión inversa de agua en aceite

(W/O).

Los cloruros conforman el grupo de iones más predominante en el agua de

formación, que caracteriza a la misma, su mayor fuente es el cloruro de sodio (NaCl) por

lo que la concentración de cloruros es la medida de la salinidad del agua. Se considera

21

perjudicial si supera las 5000 ppm de concentración, por la corrosión salina que está en

relación directa con la concentración.

Su presencia en el agua procede de la disolución de suelos y rocas que los

contienen y que están en contacto con el agua. (Aramburo & Aldana, 2011)

2.9 Emulsiones

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles (que no se mezclan bajo

condiciones normales) de una manera más o menos homogénea por medio de un trabajo

mecánico (agitación), uno de los cuales está disperso como gotas (fase dispersa) en el

otro (fase continua) y su estabilizador es un agente emulsionante.

Figura 11. Condiciones para estabilizar una emulsión

Fuente: Conceptos de facilidades de Superficie para Ingeniería de Producción, A. Mantilla - 2014

22

2.9.1 Clasificación de Emulsiones

Emulsiones Simples

Las emulsiones simples son aquellas en las cuales un líquido en forma de gotas

está disperso en otro líquido, entonces pueden ser de dos tipos: una en la cual las gotas

(fase dispersa o interna) son de agua y la fase continua es petróleo (W/O) llamándose

emulsión “directa”. El otro tipo de emulsión en la cual las gotas son de petróleo dispersas

en la fase continua agua (O/W), llamada “inversa”, tomando en cuenta que en la industria

petrolera se usa la definición opuesta porque normalmente se encuentra la emulsión de

gotas de agua en petróleo.

La formación de las emulsiones W/O se produce generalmente por la presencia de

resinas, asfaltenos, sales y carbonatos presentes en el petróleo, que funcionan como

emulsionantes naturales.

Figura 12. Emulsiones Simples en la Industria Petrolera: Inversa (izq.) – Directa (der.)

Fuente: Cuaderno FIRP S277-C, 2011

23

Emulsiones Múltiples

Salager (FIRP S277-C, 2011) las define como “tipo de emulsiones las cuales se

caracterizan por el hecho de que las gotas de la fase dispersa contienen a su vez gotitas de

líquido inmiscible con el de las gotas que las contiene y por lo general igual o miscible

con la fase continua” (p. 4).

Figura 13. Emulsiones Múltiples

Fuente: Cuaderno FIRP S277-C, 2011

Las emulsiones se forman en la implementación de cada uno de los métodos de

recuperación de petróleo, por equipos usados en levantamiento artificial (bombas),

durante tratamientos químicos en los pozos productores, durante el transporte y

refinación, por efecto de la temperatura, etc.

2.10 Fuerzas Capilares

Las fuerzas capilares presentes en los yacimientos se producen por el efecto

combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se forman entre la roca y los

fluidos que coexisten en el medio poroso dependiendo además de las características

24

humectantes del sistema, geometría y tamaño de los poros las mismas que impiden la

producción total de petróleo del yacimiento y se clasifican en:

2.10.1 Tensión Superficial (SFT)

Desbalance de fuerzas moleculares en la interfase dentro de los límites de las

regiones que existe entre un líquido y el aire cuyo fin es reducir el área de contacto.

2.10.2 Tensión Interfacial (IFT)

Una propiedad de la interfaz entre dos fases líquidas inmiscibles. La tensión

interfacial es la energía de Gibbs por unidad de área de interfaz a temperatura y presión

fijas. La tensión interfacial se produce porque una molécula cerca de una interfaz tiene

interacciones moleculares diferentes de una molécula equivalente dentro del fluido

estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan preferentemente en la interfaz y por lo

tanto disminuyen la tensión interfacial. (Glosario SLB)

La tensión interfacial y la tensión superficial tienen unidades de medida de fuerza

por unidad de longitud, es decir, mN/m que es equivalente a dynas/cm.

2.10.3 Humectabilidad

La humectabilidad se define como la tendencia de un fluido a extenderse o

adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles, intentando

25

ocupar la mayor área de contacto posible. Cuando el ángulo de contacto disminuye, la

humectabilidad aumenta.

Figura 14. Ilustración de la Humectabilidad

Fuente: Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento, M. Paris de Ferrer - 1998

2.10.4 Presión Capilar

Se define como la diferencia de presión (entre la fase no mojante y la fase

mojante) a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales

moja preferencialmente la roca, el fluido con la mayor tendencia a mojar la roca

reservorio tendrá la presión más baja. Tiene relación con la tensión interfacial y con el

ángulo de contacto entre las fases (humectabilidad). Expresada por:

𝑃𝑐 = 𝑃𝑛𝑚 − 𝑃𝑚 =2𝜎. 𝐶𝑜𝑠 𝜃

𝑟

Donde:

𝑃𝑐 = Presión Capilar

𝑃𝑛𝑚 = Presión de la fase no mojante

𝑃𝑛𝑚 = Presión de la fase mojante

𝜎 = Tensión Interfacial (IFT)

𝜃 = Ángulo de contacto respecto a la fase mojante

26

𝑟 = Radio

2.11 Método del Anillo para medición de la Tensión Superficial e Interfacial

El método del anillo o método de Du Noüy se basa en medir la fuerza necesaria

para separar un anillo de la superficie del líquido. La tensión superficial actúa sobre toda

la circunferencia de este anillo y la nueva superficie que se forma tiene 2 lados. Al

momento de la separación, el peso del líquido desprendido será igual al producto de la

tensión superficial por 2 veces el perímetro del circulo. Este método es sencillo, rápido,

de alta precisión y no depende del ángulo de contacto. (M. Paris de Ferrer, 2009)

Figura 15. Anillo de Du Noüy (izq.) – Tensiómetro Dataphysics DCAT-11EC (der.)

Fuente: Laboratorio de la Carrera Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del Ecuador - 2019

27

La tensión superficial del líquido se calcula a partir del diámetro 2R del anillo y

del valor de la fuerza ΔF que mide el dinamómetro. Que corresponde a la siguiente

ecuación:

𝑆𝐹𝑇 =∆𝐹

2(2𝜋𝑅)

Donde:

𝑆𝐹𝑇 = Tensión Superficial

∆𝐹 = Variación de Fuerza

𝑅 = Radio del anillo

2.12 Balance Hidrofílico – Lipofílico (BHL)

El BHL es una expresión que representa el balance del tamaño y fuerza

(tendencia) de los grupos hidrofílicos (afín al agua o polar) y lipofílicos (afín a

hidrocarburos o no polar) de un surfactante de carácter fisicoquímico.

El tipo de comportamiento del surfactante depende de los grupos estructurales en

la molécula. El valor de Balance hidrófilo-lipófilo (BHL) ayuda a definir la función que

tendrá un grupo molecular. El concepto BHL se basa en un método experimental que

consiste en atribuir un cierto número BHL a los agentes emulsionantes a partir de datos

relativos a la estabilidad de una emulsión. Este número BHL representa implícitamente

varios parámetros y da cuenta del balance hidrofílico-lipofílico del sistema (Romo,

1981).

28

Los valores que se asignan a los coeficientes del BHL tienen un significado

fundamental porque están relacionados a las energías libres de superficie y bajo ciertas

condiciones están también relacionadas a la distribución del surfactante en la interfase

petróleo – agua (Ibid).

El valor de BHL es útil porque permite una predicción de la acción que se puede

esperar de un surfactante ya que todos los tensioactivos tienen propiedades humectantes,

dispersantes, defloculantes, detergentes, emulsificantes, suspensores y solubilizantes en

algún grado, pero, en general, domina una de ellas sobre las demás, lo cual restringe el

uso de cada tensioactivo para una determinada aplicación (Salager, 1998).

2.12.1 Escala de Griffin

En 1949, Griffin notó que existía una relación entre la naturaleza de un

surfactante y sus propiedades como agente tensoactivo y emulsionante. Introdujo el

concepto de HLB (Balance Hidrofílico-Lipofílico) que, en esta época, revolucionó los

métodos de formulación de las emulsiones y el manejo de los surfactantes (Salager,

S210A – 1998).

El concepto HLB se basa en un método experimental por lo cual, Griffin utilizó

este método escogiendo dos surfactantes de referencia, el ácido oleico y el oleato de

potasio, para los cuales los números HLB fijados fueron 1 y 20 respectivamente, esto

29

supone que el primero es 100% lipofílico y el segundo es 100% hidrofílico. Todos los

otros números HLB se derivaron de estos dos estándares primarios.

De acuerdo con el enfoque de Griffin, el valor del BHL se define como la relación

porcentual entre el peso molecular del grupo hidrofílico y la molécula total. Para recibir

números pequeños, el valor se dividió por 5, matemáticamente expresada como:

𝐵𝐻𝐿𝐺 =𝑀ℎ

𝑀ℎ + 𝑀𝑙.100

5=

20. 𝑀ℎ

𝑀𝑇

Donde:

𝐵𝐻𝐿𝐺 = BHL propuesto por Griffin

𝑀ℎ = Peso Molecular de la fracción hidrofílica

𝑀𝑙 = Peso Molecular de la fracción lipofílica

𝑀𝑇 = Peso Molecular Total (𝑀ℎ + 𝑀𝑙)

Por lo tanto, un surfactante que es hidrófilo al 60% tiene un HLB de 12. Los

valores de HLB por debajo de 9 indican surfactantes lipofílicos. Para los surfactantes con

valores de HLB superiores a 11, surfactantes hidrofílicos mientras que los surfactantes

con valores HLB entre 9 y 11 exhiben un carácter intermedio.

30

Figura 16. Escala de Griffin con las propiedades de los surfactantes en función del BHL.

2.12.2 Ecuación de Davies

Un método alternativo para calcular el valor de BHL se fundamenta en la teoría

de coalescencia de gotas que señala que existe una relación lineal entre la energía libre de

transferencia de moléculas de la sustancia tensioactiva de la fase acuosa hacia la fase

hidrofóbica (Romo, 1993).

Con esto se pudo encontrar una relación entre la estructura del surfactante y el

BHL aproximadamente lineal, esto llevo a Davies (1957) a presentar un sistema para el

cálculo del BHL alternativo dividiendo el BHL en contribuciones aditivas con valores

numéricos positivos o negativos asignando la actividad hidrofílica o lipofílica de los

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Solubilizantes

Humectantes

Detergentes

Emulsionantes W/O

LIP

ÓFI

LOH

IDR

ÓFI

LO

BHL

Antiespumantes

PROPIEDADES

Emulsionantes O/W

CARÁCTER

31

grupos funcionales que constituyen la molécula, la ecuación que define el BHL según

Davies es:

𝐵𝐻𝐿𝐷 = Σ𝐻𝑖 − Σ𝐿𝑖 + 7

Donde:

𝐵𝐻𝐿𝐷 = BHL propuesto por Davies

Σ𝐻𝑖 = Sumatoria de los coeficientes BHL de los Grupos Hidrofílicos

Σ𝐿𝑖 = Sumatoria de los coeficientes BHL de los Grupos Lipofílicos

Aunque muchos autores han propuesto otras correlaciones Lin (1980), Shick

(1967) Rosen (1968), Becher (1957) para determinar el BHL, inclusive luego de varios

años el método de Griffin es el más utilizado para predecir las propiedades de los

surfactantes.

Figura 17. Coeficientes BHL de Grupos Funcionales

Fuente: Coloideofísica-coloideoquímica fenómenos de superficie, Romo - 1981

32

2.13 Normas usadas para la caracterización del petróleo

2.13.1 ASTM D 287-92: Método de Prueba Estándar para la Determinación

de la Gravedad API de Petróleo Crudo y sus Derivados (Método del

Hidrómetro)

Este método se basa en el principio que la gravedad o densidad de un líquido

varía directamente con la profundidad de inmersión de un cuerpo flotante en este. El

cuerpo flotante, el cual está graduado en unidades de gravedad API, es llamado

hidrómetro API.

La gravedad API es leída observando el hidrómetro flotando libremente y notando

la graduación más cercana a la intersección aparente del plano horizontal del líquido con

la escala vertical del hidrómetro, después que se ha alcanzado un equilibrio en la

temperatura. (ASTM D 287-92).

Gravedad API

Escala de gravedad específica desarrollada por el Instituto Estadounidense del

Petróleo (American Petroleum Institute, API) para medir la densidad relativa de diversos

líquidos de petróleo, expresada en grados. La gravedad API está graduada en grados en

un instrumento de hidrómetro y fue diseñada de manera tal que la mayoría de los valores

quedaran entre 10° y 70° de gravedad API (Glosario SLB), representada por:

𝜌𝑅 =141,5

131,5 + °𝐴𝑃𝐼

Donde:

ρR = Gravedad especifica (densidad relativa)

33

°API = Grados API

En el Ecuador se tiene un grado API promedio de todos los campos de

aproximadamente 25,6 grados.

2.13.2 ASTM D 4007-02: Método de Prueba Estándar para la Determinación

de Agua y Sedimentos en Aceite Crudo por el Método de la

Centrífuga (Procedimiento de Laboratorio)

Volúmenes iguales de aceite crudo y tolueno saturada con agua son colocados

dentro de un tubo de la centrífuga de forma cónica. Después de la centrifugación, el

volumen de agua de densidad más alta y la capa de sedimento son leídos en el fondo del

tubo.

El contenido de agua y sedimento en aceite crudo es importante porque esto

puede causar problemas de corrosión en los equipos de proceso. Una determinación del

contenido de agua y sedimento es requerida para la medición aproximada de volúmenes

netos de aceite para venta, impuestos, intercambios, y custodia de transferencias. (ASTM

D 4007-02)

Contenido de Agua y Sedimentos (BSW)

El BSW representa el porcentaje del contenido de agua libre (no disuelta) y

sedimentos (limo, arena) que trae el crudo. (Glosario ENAP)

34

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

3.1 Tipo de Estudio

El trabajo de titulación será un estudio tipo Descriptivo y de Análisis

Cuantitativo, debido a que se realizará una investigación de laboratorio en función de las

variables indicadas aplicables en el proceso de recuperación mejorada de petróleo por

método químicos de surfactantes.

3.2 Universo y Muestra

El Universo del estudio estará conformado por los métodos de Recuperación

Mejorada de Petróleo mientras que la muestra será el análisis del Balance Hidrofílico-

Lipofílico en los surfactantes comerciales usados como método químico.

Se toma como muestra 7 surfactantes existentes en el mercado de los cuales 4

tienen BHL conocido y 3 tienen BHL desconocido. La información publicada será de los

surfactantes que alcanzaron mejores resultados.

3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos

Se utilizará las hojas de cálculo de Microsoft Excel para la recopilación de datos

proporcionados durante la realización del estudio.

35

Figura 18. Diagrama del proceso para el desarrollo del estudio técnico.

36

3.4 Procesamiento y Análisis de la Información

Los resultados obtenidos se procesaron en tablas y gráficos estadísticos

considerando la tensión superficial (SFT), conductividad, BHL Teórico y mediante

ecuaciones (calculado) de los surfactantes obteniendo la concentración micelar critica

(CMC).

Además, de la tensión interfacial (IFT) de las fases agua-petróleo, evaluando la

CMC para cada surfactante y la disminución de la tensión interfacial agua-petróleo

resultando en una correlación para determinar el BHL experimental.

3.4.1 Pruebas de Laboratorio

Para obtener los datos de laboratorio se sigue el siguiente proceso de evaluación:

1. Identificar surfactantes con BHL conocido (BHL alto, BHL medio, BHL bajo) en

base a la escala de Griffin.

2. Preparar solución madre de surfactante al 0,6% P/V:

- Usando la balanza analítica masar 6g de surfactante y aforar a 1000 mL.

3. A partir de la solución madre preparar disoluciones al: 0,4 %P/V; 0,2 %P/V; 0,1

%P/V; 0,07 %P/V, 0,05 %P/V y 0,01 %P/V.

4. Calibrar el conductímetro; y el tensiómetro con sustancias estándar con valores de

Tensión Superficial (SFT) conocidos comparándolos con los valores de la TABLA

2 teóricos.

37

5. Verificar el correcto funcionamiento del tensiómetro para realizar las mediciones

de SFT e IFT, mediante el método del anillo o de Du Noüy.

6. Aplicando el programa SCAT, se escoge la opción Surface

TensionRingNormal, desplegándose una ventana de medición junto con

valores y gráfica.

7. En el recipiente de vidrio se coloca 60 mL de muestra de cada concentración de

surfactante y se procede a la medición en el tensiómetro.

8. Se realizan tres mediciones de SFT para cada concentración de surfactante.

9. Analizar los datos obtenidos de disminución de SFT por cada concentración de

surfactante mediante graficas derivados del software SCAT (el resultado es un

promedio entre los valores obtenidos en el proceso de pushing the ring y pulling

the ring) teniendo como referencia que la SFT del agua es de 72,758 mN/m

(experimental).

10. Se procede a retirar el anillo, se limpia con agua destilada y a continuación se

somete a fuego mediante una lámpara de alcohol, la cual permite eliminar todo

residuo, de la misma manera se realiza la limpieza del recipiente de vidrio.

11. Repetir los pasos del 4 al 10 para cada concentración de surfactante.

12. Determinar el valor de conductividad para cada concentración de surfactante.

13. Identificar la CMC para cada surfactante, mediante la evaluación de resultados de

SFT y conductividad en función de la concentración.

38

14. Para la medición de la Tensión Interfacial (IFT) en el Software SCAT, se escoge

la opción Interfacial TensionRingNormalPulling, desplegándose una

ventana de medición junto con valores y gráfica.

15. En el recipiente de vidrio se coloca 40 mL de muestra de agua y se inyecta 5 mL

de petróleo (según procedimiento de medición del equipo) y se procede a la

medición con el tensiómetro.

16. Medir la IFT entre el petróleo y agua, cuyo resultado es considerado como base

de referencia para su posterior evaluación.

17. Realizar pruebas de tensión interfacial petróleo-agua con diferentes volúmenes de

CMC por cada surfactante.

18. Se procede a retirar el anillo, se limpia con agua destilada y a continuación se

somete a fuego mediante una lámpara de alcohol, la cual permite eliminar todo

residuo, de la misma manera se realiza la limpieza del recipiente de vidrio.

19. Se realizan tres mediciones de IFT repitiendo los pasos del 14 al 18.

20. Identificar la mínima IFT alcanzada por cada prueba.

21. Ejecutar pruebas de mezclas de surfactantes, agregando aminas aromáticas,

aminas lineales (primaria, secundaria, terciaria) y la variación a un medio ácido

para valorar su influencia en la IFT petróleo-agua.

22. Se procede al análisis de los resultados obtenidos.

23. Se realizan los cálculos para la evaluación de los surfactantes de BHL conocidos.

39

CAPÍTULO IV

DESARROLLO

4.1 Desarrollo en el laboratorio

Se evaluó la influencia de los surfactantes en la tensión interfacial (IFT) petróleo-

agua mediante pruebas de laboratorio para encontrar una correlación con el Balance

Hidrofílico-Lipofílico (BHL), el cual es detallado a continuación:

4.1.1 Caracterización del petróleo mediante análisis de BSW por el método de la

centrifugación.

Con el objetivo de encontrar el contenido de agua y sedimentos (BSW) del

petróleo de 20º API se usó la Norma ASTM D 4007-02 (Método de Prueba Estándar para

la Determinación de Agua y Sedimentos en Aceite Crudo por el Método de la Centrífuga)

utilizando para la prueba 50 mL de petróleo, 50 mL de tolueno y dos gotas de

demulsificante, obteniendo los resultados de la Tabla 1:

Tabla 1. Pruebas de contenido de agua y sedimentos (BSW) aplicando la norma ASTM D 4007-02.

Prueba Agua Libre (%) Agua+Sedimentos (%) % BSW % BSW Promedio

1 0,25 0,25 0,5

0,5

2 0,24 0,25 0,49

40

Consiguiendo un resultado de BSW del 0,5%.

4.1.2 Calibración del Tensiómetro

Previo a la ejecución del análisis del laboratorio se realizó la calibración del

tensiómetro usando sustancias estándar las cuales se detalla a continuación adicionando

los resultados obtenidos en las pruebas de SFT mediante el software SCAT:

Agua Destilada

Figura 19. Resultados obtenidos de la prueba de SFT para el agua destilada.

41

Luego de haber realizado las pruebas para calibración del tensiómetro se obtuvo

los siguientes resultados:

Tabla 2. SFT medido (experimental) para sustancias estándar.

Sustancia

SFT (Teórico)

SFT (Experimental) %Error

mN/m mN/m

Agua destilada 72,75 72,758 0,011

Luego de haber analizado los datos, se encuentra un porcentaje de error del

0,011%, con esto se puede dar veracidad y validación a los resultados que se obtienen

haciendo uso del tensiómetro.

4.1.3 Pruebas de Tensión Superficial (SFT) y conductividad

Para la fase inicial de las pruebas de laboratorio se realizaron 3 mediciones de

SFT y conductividad para cada concentración de surfactante de BHL conocido (S1, S2,

S3, S4). Se calculó el promedio de las mediciones consiguiendo los siguientes resultados:

42

Tabla 3. Resultados de SFT y Conductividad para cada concentración de surfactante

SURFACTANTE TIPO CONCENTRACION CONDUCTIVIDAD SFT BHL

%P/V uS mN/m Teórico (±1)

S1 Aniónico

0,6 871,33 32,642

40

0,4 722,6 31,364

0,2 438 30,405

0,1 246 24,054

0,07 157,53 26,353

0,05 139,6 27,695

0,01 28,53 43,636

S2 No Iónico

0,6 94,3 39,334

16,7

0,4 68,3 39,245

0,2 41,67 39,798

0,1 36,23 39,975

0,07 28,27 39,816

0,05 24,8 39,097

0,01 18,87 41,834

S3 Catiónico

0,6 105,1 33,694

10

0,4 98,8 34,33

0,2 83,8 33,66

0,1 77,3 36,169

0,07 70,2 37,408

0,05 69,4 38,227

0,01 31,8 51,353

S4 No Iónico

0,6 0,8 28,698

4,7

0,4 0,5 29,226

0,2 0,3 29,248

0,1 0,2 29,29

0,07 0,3 29,279

0,05 0,2 29,262

0,01 0,1 29,196

Con el objetivo de encontrar la CMC para cada surfactante se realizaron las

siguientes graficas de SFT (mN/m) en función de la Concentración del Surfactante

(%P/V) y de la Conductividad (uS) en función de la Concentración del Surfactante

(%P/V):

43

S1 (Surfactante 1)

Figura 20. SFT vs Concentración del S1

Figura 21. Conductividad vs Concentración del S1

871,33

722,6

438

246

157,53139,6

28,530

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Co

nd

uct

ivid

ad (

uS)

Concentración del Surfactante (%P/V)

Conductividad vs. Concentración

32,64231,36430,405

24,05426,353

27,695

43,636

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

SFT

(mN

/m)


SFT vs. Concentración

44

S2 (Surfactante 2)



94,3

68,3

41,6736,23

28,2724,8

18,87

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Co

nd

uct

ivid

ad (

uS)



39,33439,245

39,79839,975

39,816

39,097

41,834

38,5

39

39,5

40

40,5

41

41,5

42

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

SFT

(mN

/m)



45

S3 (Surfactante 3)



105,198,8

83,877,3

70,269,4

31,8

0

20

40

60

80

100

120

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Co

nd

uct

ivid

ad (

uS)



33,69434,3333,66

36,16937,40838,227

51,353

25

30

35

40

45

50

55

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

SFT

(mN

/m)



46

S4 (Surfactante 4)



28,698

29,22629,24829,2929,27929,262

29,196

28,6

28,7

28,8

28,9

29

29,1

29,2

29,3

29,4

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

SFT

(mN

/m)



0,8

0,5

0,3

0,2

0,3

0,2

0,1

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7

Co

nd

uct

ivid

ad (

uS)



47

Luego de analizar las gráficas se identificó la CMC de cada surfactante detallado

en la siguiente tabla:

Tabla 4. CMC para cada surfactante de BHL conocido

Surfactante BHL

Teórico

CMC

mL

S1 40 0,07

S2 16,7 0,05

S3 10 0,07

S4 4,7 0,07

4.1.4 Pruebas de Tensión Interfacial (IFT)

Para esta fase primero se encontró la base de referencia para su evaluación la

misma que es la IFT entre petróleo y agua encontrando lo siguiente:

Figura 28. IFT petróleo-agua.

48

Como se puede observar en la Figura 28 se obtiene un resultado de IFT entre

petróleo-agua de 36,075 mN/m.

Luego se realizó evaluaciones de pruebas de tensión interfacial petróleo-agua con

diferentes volúmenes de CMC por cada surfactante dependiendo de la eficacia de cada

uno de ellos:

Tabla 5. Evaluación de IFT petróleo-agua a diferentes volúmenes de CMC

SURFACTANTE CMC VOLUMEN (al

CMC) IFT

mL mN/m

S1 0,07

0 36,075

1 26,169

2 31,343

S2 0,05

0 36,075

1 30,2335

2 29,723

S3 0,07

0 36,075

0,5 13,5025

1 9,871

1,5 16,692

2 19,7865

2,5 17,987

S4 0,07

0 36,075

0,5 34,441

1 23,784

1,5 23,818

2 20,966

2,5 30,228

3 34,103

49

Analizando la disminución de la IFT con los resultados obtenidos en la Tabla 5 a

continuación se selecciona el mínimo valor de IFT alcanzado para cada surfactante y se

relaciona con su BHL teórico.

Tabla 6. Mínima IFT alcanzada por cada surfactante

Surfactante Mínima IFT BHL

(Teórico) mN/m

S1 26,169 40

S2 29,723 16,7

S3 9,871 10

S4 20,966 4,7

Se observa que el S3 inyectando 1 mL al agua con CMC de 0,07%P/V es el que

mejor resultado proporcionó, ya que redujo la IFT petróleo-agua desde su valor inicial de

36,075 mN/m a 9,871 mN/m es decir disminuyó en un 73% aproximadamente.

La grafica correspondiente a la Tabla 6 donde se relaciona la mínima IFT con el

BHL es la mostrada a continuación:

50

Figura 29. Relación existente entre la mínima IFT con el BHL.

Según la Escala de Griffin para surfactantes tiene un rango de valores de BHL que

va desde el 1 hasta el 20 cada uno de ellos con diferentes propiedades y características,

tomando esta premisa se decide en realizar el análisis de BHL de los surfactantes: S2, S3

y S4 debido a que el S1 tiene un valor de BHL de 40 y no se encuentra inmerso en la

escala de Griffin. Por lo tanto, se tiene:

Tabla 7. Mínima IFT alcanzada por cada surfactante en función de BHL según la escala de Griffin

Surfactante Minima IFT

BHL mN/m

S2 29,723 16,7

S3 9,871 10

S4 20,966 4,7

26,16929,723

9,871

20,966

y = -0,0149x3 + 0,8886x2 - 12,639x + 62,287R² = 1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

IFT

(mN

/m)

BHL

Mínima IFT vs. BHL

51

Graficando:

Figura 30. Relación existente entre la mínima IFT con el BHL según escala de Griffin

Como se observa en la Figura 30 existe una relación entre la mínima IFT y el

BHL teórico el cual se representa con la ecuación cuadrática que tiene un coeficiente de

determinación (ajuste) de 1, esto significa que la ecuación nos permite calcular el BHL

experimental de los surfactantes en función de la mínima IFT que se alcance o viceversa,

considerando que, esta ecuación evalúa valores de IFT de hasta 9,871 mN/m debido a que

únicamente se realizaron las pruebas de IFT con surfactantes de BHL conocido cuya

mínima IFT alcanzada es de 9,871 mN/m con un BHL teórico de 10 (S3). Por lo tanto, la

ecuación de evaluación de BHL (de rango 1 a 20) es la siguiente:

min 𝐼𝐹𝑇 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

29,723

9,871

20,966

y = 0,4214x2 - 8,2875x + 50,609R² = 1

0

5

10

15

20

25

30

35

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

IFT

(mN

/m)

BHL

Mínima IFT vs. BHL

52

Donde:

min 𝐼𝐹𝑇 = Mínima IFT alcanzada por el surfactante (mN/m)

𝐵𝐻𝐿 = Balance Hidrofílico-Lipofílico del surfactante. (adimensional)

Al resolver una ecuación de segundo grado (cuadrática) se obtiene 2 soluciones a

la misma, es decir que para un mismo valor de mínima IFT se calcularía 2 valores de

BHL por lo cual se recomienda que una vez encontrado los resultados analizarlos en

función de los grupos funcionales que contiene el surfactante, ya que cada uno de ellos

aporta un diferente valor de BHL según la composición de la molécula.

4.1.5 Pruebas de IFT de mezclas de surfactantes, agregando aminas aromáticas y

lineales y la variación a un medio ácido.

Para estas pruebas se escogió el S3 como fuente de mezcla con otros surfactantes

y de adición de sustancias, ya que su resultado fue el mejor en comparación con el resto

ya que disminuyó el 73% de la IFT petróleo-agua.

Adición de Aminas Aromáticas al S3

Al realizar la adición de aminas aromáticas al S3 se obtuvo los siguientes

resultados:

Tabla 8. IFT obtenida de la adición de Aminas Aromáticas al S3

Amina Aromática

IFT

mN/m

Primaria (AAP) 17,248

Secundaria (AAS) 16,094

Terciaria (AAT) 15,803

53

Se observa que la amina al ser primaria, secundaria o terciaria influye de diferente

forma ya que la IFT disminuye, pero no en grandes proporciones, sin embargo, no mejora

el efecto en la IFT ya que su mínimo valor es de 15,803 mN/m para la amina aromática

terciaria.

Aminas Lineales como surfactante

Al realizar la medición de la IFT aplicando aminas lineales como surfactante se

obtuvo los siguientes resultados:

Tabla 9. IFT obtenida usando Aminas Lineales como surfactante

Amina Lineal CMC Volumen al CMC IFT

%P/V mL mN/m

Primaria (ALP) 0,07

2 13,851

Secundaria (ALS) 1 13,019

Se observa que la amina al ser primaria o secundaria influye de diferente forma a

distintos volúmenes de CMC ya que la IFT disminuye, pero se mantiene en una IFT

promedio de aproximadamente 13,43 mN/m, sin embargo, no mejora el efecto en la IFT.

Mezcla de surfactantes

Para realizar la mezcla de surfactantes se añadieron otros surfactantes cuya CMC

y mínima IFT se encontró mediante el proceso de medición en el laboratorio:

54

Tabla 10. IFT para algunos surfactantes

Surfactante IFT

mN/m

S5 29,463

SE6 13,964

S7 18,716

A continuación, se detalla los valores de mínima IFT por cada mezcla de

surfactantes:

Tabla 11. IFT alcanzado por las mezclas de surfactantes

Mezcla Surfactante IFT

mN/m

M1 S3+SE6 10,654

M2 S3+SE6+S7 14,441

M3 S3+SE6+ALP 15,014

M4 S3+SE6+ALS 29,582

Junto con lo anterior, también se evaluó la IFT en medio acido, usando un ácido

que nombraremos AC al 10% de concentración y se obtuvo lo siguiente:

Tabla 12. IFT alcanzado por las mezclas de surfactantes en medio ácido

Mezcla Surfactante IFT

mN/m

M5 ALS+AC 11,011

M6 ALP+AC 15,16

M7 S3+SE6+ALP+AC 14,36

M8 S3+SE6+ALS+AC 15,224

M9 S3+ALS+AC 13,792

M10 SE6+ALS+AC 17,059

M11 SE6+ALP+AC 23,353

55

Con los resultados obtenidos en las tablas se observa que al realizar mezcla de

surfactantes pueden mejorar la eficacia como es el caso del SE6 que mejoro su reducción

en la IFT de 13,964 mN/m a 10,654 mN/m al añadirle S3.

De la misma manera el medio en el que se desenvuelve también afecta a la IFT

como es el caso la Amina Lineal Secundaria (ALS) que paso su valor de 13,019 mN/m a

11,011 mN/m en un medio ácido.

Mezcla imperfecta de surfactantes

Al intentar mezclar ciertos surfactantes dio resultados negativos como fue el caso

de la mezcla M12 (S2+S4) y de M13 (S1+S4), ya que se emulsionaron y no fueron

capaces de ser evaluados y lograr el objetivo de reducir la IFT.

Figura 31. M12 (izq.) y M13 (der.)

56

4.1.6 Principales resultados obtenidos respecto a la reducción de la IFT

provenientes de las pruebas de laboratorio

Luego del desarrollo de las pruebas de laboratorio, se pudo obtener los principales

resultados en función de la disminución de la IFT petróleo-agua, los cuales se

resumen a continuación:

Tabla 13. Principales resultados obtenidos mediante la aplicación de surfactantes

4.2 BHL Calculado y Experimental

4.2.1 BHL Calculado

Para encontrar el BHL calculado para cada surfactante aplicaremos la ecuación

propuesta por Davies:

𝐵𝐻𝐿𝐷 = Σ𝐻𝑖 − Σ𝐿𝑖 + 7

En función de la sumatoria de los grupos funcionales disponibles en la Figura 17.

S1 (Surfactante 1)

𝐵𝐻𝐿𝐷 = Σ𝐻𝑖 − Σ𝐿𝑖 + 7 = 38,7 − 0.475 − 11(0,475) + 7 = 40

IFT petróleo-agua Inicial Surfactante/Mezcla

IFT petróleo-agua final Variación de IFT Reducción en la IFT mN/m mN/m mN/m

36,075

S3 9,871 26,204 73%

M1 10,654 25,421 70%

M5 11,011 25,064 69%

SE6 13,964 22,111 61%

57

S2 (Surfactante 2)

𝐵𝐻𝐿𝐷 = Σ𝐻𝑖 − Σ𝐿𝑖 + 7 = 3(0,5) + 1,3 + 20(0,33) + 6,8 − 19(0,475) + 7 = 14,2

S3 (Surfactante 3)

𝐵𝐻𝐿𝐷 = Σ𝐻𝑖 − Σ𝐿𝑖 + 7 = 9,4 − 15(0,475) + 7 = 9,3

S4 (Surfactante 4)

𝐵𝐻𝐿𝐷 = Σ𝐻𝑖 − Σ𝐿𝑖 + 7 = 1,3 + 6,8 + 3(0,5) − 23(0,475) + 7 = 5,6

Resultando en lo siguiente:

Tabla 14. Comparación del BHL teórico con el BHL calculado

SURFACTANTE BHL

Teórico (±1) Calculado

S1 40 40

S2 16,7 14,2

S3 10 9,3

S4 4,7 5,6

4.2.2 BHL Experimental

Para calcular el BHL Experimental aplicaremos la ecuación encontrada mediante

la Figura 31 de la relación existente entre la mínima IFT con el BHL según la escala de

Griffin:

58

min 𝐼𝐹𝑇 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

S2 (Surfactante 2)

min 𝐼𝐹𝑇 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

29,723 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

−0,4214𝐵𝐻𝐿2 + 8,2875𝐵𝐻𝐿 − 20,886 = 0

𝐵𝐻𝐿1 = 3 𝑦 𝐵𝐻𝐿2 = 16,7

S3 (Surfactante 3)

min 𝐼𝐹𝑇 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

9,871 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

−0,4214𝐵𝐻𝐿2 + 8,2875𝐵𝐻𝐿 − 40,738 = 0

𝐵𝐻𝐿1 = 9,7 𝑦 𝐵𝐻𝐿2 = 10

S4 (Surfactante 4)

min 𝐼𝐹𝑇 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

20,966 = 0,4214𝐵𝐻𝐿2 − 8,2875𝐵𝐻𝐿 + 50,609

−0,4214𝐵𝐻𝐿2 + 8,2875𝐵𝐻𝐿 − 29,643 = 0

𝐵𝐻𝐿1 = 4,7 𝑦 𝐵𝐻𝐿2 = 15

59

Con lo cual se consigue:

Tabla 15. Comparación del BHL teórico, BHL calculado y BHL Experimental

SURFACTANTE BHL

Teórico (±1) Calculado Experimental

S1 40 40 -

S2 16,7 14,2 16,7

S3 10 9,3 10

S4 4,7 5,6 4,7

Con los resultados logrados se puede ver que el BHL Calculado mediante la

ecuación de Davies tiene una cierta diferencia respecto al BHL Teórico mientras que la

ecuación encontrada en este estudio técnico su resultado de BHL Experimental es similar

al BHL Teórico.

Para S1 no se calcula el BHL experimental ya que su valor teórico se encuentra

fuera del rango de la escala de Griffin.

4.3 Reservas Remanentes de Petróleo por Método de Recuperación en el Ecuador

El cálculo de reservas remanentes de petróleo es de gran influencia para el

desarrollo de proyecto de EOR por tal razón a continuación se resume el potencial

hidrocarburífero del Ecuador, así como el cálculo de reservas de petróleo por cada

método de recuperación.

60

Tabla 16. Resumen de Potencial Hidrocarburífero del Ecuador

POES Np RESERVAS

EUR API Reservas P1 Reservas P2 Reservas P3 TOTALES (3P)

MBls MBls MBls MBls MBls MBls MBls º

39.002.986,8 5.864.197,1 1.703.750,3 286.603,3 704.848,1 2.695.201,7 7.567.947,5 25,6

Tabla 17. Reservas de Petróleo por Método de Recuperación en el Ecuador

Factor de Recobro Promedio Producción Reservas Remanentes

Recuperación

Primaria 20%

23% Primaria 8.775.672,0 MBls Primaria 30.227.314,8 MBls 25%

Secundaria 6%

8% Secundaria 2.267.048,6 MBls Secundaria 27.960.266,2 MBls 9%

EOR 5%

10% EOR 2.796.026,6 MBls EOR 25.164.239,5 MBls 15%

Como se muestra en la Tabla 17 se tiene reservas remanentes para EOR de 27,960

MMMBls luego de haber evaluado por método de recuperación primaria y secundaria y

considerando un factor de recobro promedio para EOR del 10% se tiene un potencial de

producción de 2,796 MMMBls de petróleo para un tiempo de producción de 14 años

teniendo una producción diaria de 525 MBls de petróleo.

61

4.4 Simulación del Factor de Recobro por aplicación de Surfactantes

Para evaluar el factor de recobro incremental por aplicación de surfactantes se

utilizó el Software CMG, mediante el cual se creó con datos propuestos un núcleo de

prueba con las dimensiones:

Figura 32. Dimensiones del núcleo de prueba

Especificando las propiedades petrofísicas de porosidad del 29%, permeabilidad

de 863 milidarcys y saturación de agua del 30% considerando dos fluidos: agua y

petróleo, obteniéndose:

62

Figura 33. Núcleo de prueba con saturación de agua del 30% (Vista Aérea 2D)

Figura 34. Núcleo de prueba con saturación de agua del 30% (Vista 3D)

63

El núcleo de prueba dispone de un pozo inyector (INJTR) y un pozo productor

(PRDN), los cuales luego de aplicar consideraciones ideales y ajustar las cada una de las

variables necesarias se obtuvo los volúmenes iniciales:

Figura 35. Volúmenes iniciales del núcleo de prueba

Al transformar estos a unidades de barriles se obtiene:

Tabla 18. Volúmenes iniciales del núcleo de prueba

Volumen del núcleo 1,314E-03 bbl

Volumen poroso 3,28E-04 bbl

Volumen de agua 1,00E-04 bbl

Volumen de petróleo (POES) 2,27E-04 bbl

El factor de recobro tomado de referencia es de la simulación de la producción de

petróleo por inyección de agua (recuperación secundaria) por un periodo de 6 días del

cual se tiene resultados de factor de recobro del 51,8% (Figura 36) y un petróleo

acumulado de 1,17e-04 bbl (Figura 37).

64

Figura 36. Factor de recobro de petróleo por aplicación de inyección de agua

Figura 37. Petróleo acumulado por aplicación de inyección de agua

65

Para la simulación de inyección de surfactantes tomaremos los datos de tensión

interfacial alcanzada con el S3 (catiónico) ya que fue el mejor resultado que se obtuvo en

el estudio, se ajusta estos valores en el software como se indica a continuación:

Figura 38. Ajuste de datos de tensión interfacial del S3 en el Software CMG

En la simulación usamos una tasa de inyección de 10 cm3/hora y lo hacemos en

baches de surfactante a diferentes concentraciones de inyección consiguiendo los

siguientes resultados:

Figura 39. Resultados de factor de recobro de petróleo

66

Figura 40. Acercamiento a los resultados de factor de recobro de petróleo

Figura 41. Resultados de petróleo acumulado

67

Luego de haber realizado la simulación se tabularon los resultados para identificar

el factor de recobro incremental que se obtuvo por la inyección de baches de surfactantes

a diferentes concentraciones:

Tabla 19. Resultados obtenidos mediante la simulación en CMG

Recuperación por: Concentración FR Incremento FR Petróleo Acumulado

%wt % % bbl

Inyección de Agua N/A 51,8 - 1,17E-04

Inyección de Surfactantes

1 52,5 0,7 1,19E-04

2,5 55 3,2 1,25E-04

4 57 5,2 1,29E-04

5 58,5 6,7 1,32E-04

10 69 17,2 1,57E-04

Con los resultados de la simulación resumidos en la Tabla 19 se comprueba que la

inyección de surfactantes incrementa el factor de recobro de petróleo en función de la

concentración de inyección del surfactante, debido a que influye en mayor cantidad de

petróleo residual disminuyendo la tensión interfacial y provocando mayor producción de

petróleo.

Hay que considerar en la simulación realizada que: el núcleo de prueba es

homogéneo con una mínima adsorción de la roca y no se tomó en cuenta el factor de la

geoquímica.

68

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

El Balance Hidrofílico-Lipofílico influye directamente con las propiedades que

puede tener el surfactante y el efecto que tendrá ya que nos indica la tendencia hidrófila o

lipófila que tiene, el resultado del surfactante S3 demostró que el Balance Hidrofílico-

Lipofílico debe ser medio (BHL = 10) para lograr una disminución considerable de la

tensión interfacial, de esta forma podemos formular la concentración óptima de

surfactante a inyectar.

Los resultados de la caracterización de la muestra de petróleo bajo normas ASTM

corresponde a 20 °API con un BSW del 0,5% en promedio y una conductividad de agua

de formación de 236 mS.

La validación de resultados obtenidos en el laboratorio se demuestra con el

0,011% de error conseguido al evaluar el equipo (tensiómetro) con sustancia estándar

(agua destilada).

Por medio de la evaluación de las propiedades de la tensión superficial y la

conductividad en función de la concentración del surfactante se pudo obtener el valor de

la Concentración Micelar Crítica de cada surfactante de Balance Hidrofílico-Lipofílico

69

conocido donde indica la mínima concentración por encima de la cual comienzan a

formarse las micelas.

Con la evaluación de los surfactantes (aniónicos, catiónicos, no iónicos) con

Balance Hidrofílico-Lipofílico conocidos con valores 40 y 16,7 (altos), 10 (medio) y

(4,7) bajo, para comparar con otros surfactantes de Balance Hidrofílico-Lipofílico

desconocidos usados para Recuperación Mejorada de Petróleo se pudo evidenciar una

disminución de la tensión interfacial petróleo-agua en diferentes proporciones

dependiendo de la eficacia de cada uno, como mejor resultado se tiene el surfactante

catiónico S3, disminuyendo la tensión interfacial petróleo-agua en un 73%.

Relacionando el Balance Hidrofílico-Lipofílico de los surfactantes conocidos con

la tensión interfacial se encuentra una ecuación cuadrática cuya solución depende del

análisis del grupo funcional del surfactante.

En las pruebas de tensión interfacial para mezclas de surfactantes se usó el S3

como fuente de mezcla ya que proporciono el mejor resultado de disminución de la

tensión interfacial petróleo-agua, con esto se realizó pruebas con adición de aminas

aromáticas (primaria, secundaria y terciaria) las cuales no mejoró la disminución de la

tensión interfacial alcanzando un valor de 15,803 mN/m usando la Amina Aromática

Terciaria.

70

Para las Aminas Lineales como surfactantes evidencian que únicamente alcanzan

valores de 13,43 mN/m en promedio de tensión interfacial, sin embargo, alcanzan un

valor similar a las enzimas usadas como surfactante (SE6) aunque no mejora el efecto en

la tensión interfacial.

Las mezclas de surfactantes pueden mejorar la eficacia tal como se evidencia en

el uso de enzimas (SE6) que mejoro su reducción en la tensión interfacial de 13,964

mN/m a 10,654 mN/m al agregarle el surfactante catiónico (S3).

El medio acido también afecta a la tensión interfacial como es el caso la Amina

Lineal Secundaria (ALS) que paso su valor de 13,019 mN/m a 11,011 mN/m.

Luego de la aplicación de recuperación primaria y secundaria aún quedan 27,960

MMMBls de reservas remanentes de petróleo en el Ecuador para aplicación de

Recuperación Mejorada, para el mismo, asumiendo un factor de recobro promedio del

10% expresa un potencial de producción de 2,769 MMMBls de petróleo para 14 años.

La inyección de surfactantes incrementa el factor de recobro de petróleo en

función de la concentración de inyección del surfactante, debido a que influye en mayor

cantidad de petróleo residual disminuyendo la tensión interfacial y provocando mayor

producción de petróleo.

71

5.2 Recomendaciones

Realizar pruebas de tensión interfacial petróleo-agua con la variación de la

salinidad del agua de formación y del °API del petróleo con relación a la inyección de

surfactantes.

Disponer de un software para realizar simulaciones de la aplicación de

surfactantes en núcleos considerando datos reales de pozo cuyos resultados ayuden para

la aplicación de un plan piloto.

Evaluar la Concentración Micelar Crítica y la tensión interfacial petróleo-agua de

los surfactantes a condiciones de yacimiento (presión y temperatura) para identificar la

estabilidad y la efectividad de estos, ya que en el estudio técnico se realizó la evaluación

a condiciones ambiente.

Valorar los surfactantes en un núcleo de pozo para estimar su efecto en la

reducción de la tensión interfacial y poder determinar un valor de factor de recobro que

se asemeje a la realidad.

Apreciar la propiedad de adsorción de los surfactantes en formaciones de

areniscas y calizas para así identificar su óptima aplicación en los yacimientos del

Ecuador.

72

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75

ANEXOS

Anexo A: Equipo utilizado para la caracterización del petróleo.

Figura 42. Centrifugadora usada para la norma ASTM D 4007-02


Figura 43. Muestras usadas para la determinación del BSW


76

Figura 44. Resultados de las pruebas de BSW


77

Anexo B: Equipo utilizado para las pruebas de laboratorio

Figura 45. De izq. a der.: Tensiómetro Dataphysics DCAT-11EC - Anillo Du Noüy - Conductímetro


Figura 46. Prueba de SFT (izq.) e IFT (der.)


78

Figura 47. Surfactante a diferentes concentraciones %P/V


Figura 48. Lugar de trabajo para el desarrollo del estudio técnico


79

Anexo C: Resultados de ciertas pruebas de SFT

Figura 49. Medición #1 de la SFT del S1 (Aniónico) a concentración 0,4%P/V


Figura 50. Medición #2 de la SFT del S2 (No Iónico) a concentración 0,2%P/V


80

Figura 51. Medición #1 de la SFT del S3 (Catiónico) a concentración 0,07%P/V


Figura 52. Medición #3 de la SFT del S4 (No Iónico) a concentración 0,01%P/V


81

Anexo D: Resultados de las pruebas de IFT

Figura 53. IFT petróleo - agua


Figura 54. IFT petróleo – agua con 1 mL al CMC del S1


82





83





84





85



Figura 62. IFT petróleo – agua S3+AAP


86

Figura 63. IFT petróleo – agua S3+AAS


Figura 64. IFT petróleo – agua S3+AAT


87

Figura 65. IFT petróleo – agua usando ALP como surfactante (2mL al CMC)


Figura 66. IFT petróleo – agua usando ALS como surfactante (1mL al CMC)


88

Figura 67. IFT petróleo – agua usando el S7


Figura 68. IFT petróleo – agua usando la mezcla M2


89





90





91





92





93



94

Anexo E: Resultados de prueba de Infrarrojo de Surfactantes

Figura 78. Prueba de Infrarrojo Enzimas (SE6)

Fuente: Laboratorio de Química Farmacéutica, Universidad Central del Ecuador - 2018

Figura 79. Informe de la Prueba de Infrarrojo Enzimas (SE6)


95

Figura 80. Prueba de Infrarrojo Surfactante 7 (S7)


Figura 81. Informe de la Prueba de Infrarrojo Surfactante 7 (S7)


96

Figura 82. Prueba de Infrarrojo Surfactante 5 (S5)


Figura 83. Informe de la Prueba de Infrarrojo Surfactante 5 (S5)


97

Anexo F: Resultados de la simulación en CMG

Figura 84. Simulación de la IFT antes de la inyección de surfactantes

Fuente: Software CMG

98

Figura 85. Simulación de la IFT durante la inyección de surfactantes


99

Figura 86. Simulación de la IFT después de la inyección de surfactantes


análisis de la influencia del balance hidrofílico ... · “anÁlisis de la influencia del...

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