Abstract

QUINTERO-PEREZ, Henderson-Ivan, et al. SURFACTANTES POLIMÉRICOS COMO ALTERNATIVA PARA MEJORAR LA EFICIENCIA DE RECOBRO EN PROCESOS DE INYECCIÓN DE AGUA. C.T.F Cienc. Tecnol. Futuro [online]. 2020, vol.10, n.2, pp.99-113.  Epub Jan 06, 2021. ISSN 0122-5383.  https://doi.org/10.29047/01225383.272.

Formulaciones químicas incluyendo surfactantes, polímeros, álcalis o combinaciones de los mismos, han sido ampliamente usadas en diferentes procesos de recobro mejorado de petróleo para hacer más eficientes los procesos de inyección de agua. Sin embargo, en función de los retos del bajo margen de rentabilidad de la mayoría de proyectos maduros de inyección de agua en Colombia y en el mundo, se hace necesario explorar alternativas que ofrezcan mejor desempeño y mayor flexibilidad operativa que las tecnologías convencionales para procesos de recobro. Los surfactantes poliméricos son compuestos ampliamente usados para la elaboración de productos domésticos e industriales de limpieza, farmacéuticos, cosméticos y alimentos. Estos compuestos representan una interesante alternativa, ya que pueden proveer simultáneamente un incremento en la viscosidad del agua y causar una reducción de la tensión interfacial en sistemas agua/aceite, lo cual aumentaría la eficiencia de los procesos de recobro mejorado de petróleo.

Este artículo describe una evaluación metodológica a través de estudios de laboratorio, simulación numérica de yacimiento e ingeniería conceptual de la aplicación de surfactantes poliméricos como aditivos para mejorar la eficiencia en procesos de inyección de agua. Productos de tipo copolímero en bloques óxido de etileno (EO) - óxido de propileno (PO) - óxido de etileno (EO) en solución acuosa (BCPS) fueron estudiados para determinar su comportamiento reológico y poder tensioactivo en condiciones de aplicación de yacimiento Colombiano.

Bajo las condiciones evaluadas estos productos permiten reducir la tensión interfacial (IFT) hasta el orden de 2x10-1mN/m con un comportamiento reológico pseudoplastico que sigue la ley de potencia en esfuerzos de corte muy bajos (0,1 s-1 - 1 s-1), lo cual corresponde con un aumento de hasta tres órdenes de magnitud en el número capilar. La tensión interfacial y la viscosidad alcanzada se mantienen en amplios rangos de salinidad, concentración de producto y esfuerzos de corte, haciéndola una formulación de desempeño robusto.

En medio poroso modelo, estos productos tienen adsorción moderada, menor que los surfactantes convencionales, pero mayor que las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM), permitiendo la obtención de una condición de mojabilidad favorable. Adicionalmente, se observó que ofrecen un factor de resistencia de hasta 16 veces causando una mayor eficiencia de desplazamiento comparada con la inyección agua, permitiendo barrer mejor las zonas de baja permeabilidad sin restricción de inyectividad en las condiciones evaluadas.

La simulación numérica permitió establecer que se puede alcanzar una producción incremental de petróleo de hasta 238500 barriles correspondiente a 8,2% de factor de recobro incremental inyectando un bache de BCPS seguido por un bache de HPAM de 0,15 VP cada uno a una concentración de 2000 ppm y tasa de flujo de 2500 BPD. Tratándose de un aditivo de fácil manejo y disolución, el producto puede ser dosificado directamente en la línea de inyección de agua hacia el pozo, por medio de una bomba dosificadora de alta precisión y con variables operativas de alto caudal y presión.

Keywords : Surfactantes polimericos; Polimeros anfifilicos; Recobro mejorado de petroleo| Inyeccion de quimicos; Inyeccion de agua; Factibilidad experimental; Simulacion numerica; Diseno conceptual.

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