Resumo

FABIAN-ANDRES, Tapias-Hernández,  e  LOPES, Moreno, Rosangela Barros Zanoni. EVALUACIÓN DE UNA FORMULACIÓN DE SURFACTANTE-POLÍMERO PARA LAS CONDICIONES DE UN CAMPO COLOMBIANO. C.T.F Cienc. Tecnol. Futuro [online]. 2019, vol.9, n.1, pp.47-63. ISSN 0122-5383.  https://doi.org/10.29047/01225383.152.

El proceso de inyección de surfactante-polímero (SP) es uno de los conocidos métodos de recuperación mejorada con químicos (CEOR). Este método ha sido continuamente estudiado; sin embargo, aún constituye un desafío en la industria del petróleo debido a la dificultad de diseñar la solución a ser inyectada y predecir su comportamiento. Este trabajo pretende contribuir en el diseño de los fluidos a ser usados en un proceso de SP basándose en algunas propiedades y condiciones previamente conocidas. Para ello, las propiedades del yacimiento y del fluido de un campo colombiano se utilizaron como parámetros de referencia para seleccionar el polímero y el surfactante. Luego, se determinaron los efectos de las sales, temperatura y el surfactante en soluciones de polímero hechas a medida mediante un estudio reológico. Los modelos de Ostwald-de Waele y Carreau-Yasuda ajustaron los valores de viscosidad medidos en función de la velocidad de corte, mientras que la ecuación de Arrhenius ajustó los valores de viscosidad a 7.8 s-1 en función de la temperatura. El desempeño del surfactante se analizó mediante pruebas de comportamiento de fase, y por medio de las ecuaciones de Chun Huh se determinaron los valores de tensión interfacial (IFT). La regla de Bancroft se usó como una herramienta de verificación cualitativa del tipo de microemulsión formada. A partir de la reología, llegamos a la conclusión de que el módulo viscoso es predominante para todas las soluciones de polímeros, y el aumento de viscosidad del fluido se reduce debido a la presencia de cationes divalentes e incrementos en la temperatura, salinidad o concentración de surfactante. Por otra parte, el comportamiento de fases observado correspondió a una transición de Winsor II a I sin encontrar una región de Winsor III. Por lo tanto, se propusieron algunos criterios para seleccionar las condiciones óptimas. Para las condiciones deseadas, la reducción de IFT alcanzó valores que varían en magnitudes de 10-3 a 10-4 [mN/m]. Estos valores son generalmente asociados con un incremento en el factor de recuperación de petróleo.

Palavras-chave : Surfactante; Polímero; Comportamiento reológico Pruebas de comportamiento de fases; Tensión interfacial.

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