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1. Introducción
La inyección de polímero es el método de recobro mejorado por inyección de químicos (CEOR) más utilizado a escala comercial. En este proceso, se inyectan soluciones de polímero (generalmente poliacrilamida hidrolizada - HPAM) para mejorar la relación de movilidad de aceite / agua (M) [1]. Sin embargo, los compuestos químicos empleados en los procesos de recobro producen cambios en el comportamiento de los fluidos de producción debido a diferentes interacciones fisicoquímicas [2]. En las aplicaciones con polímero solubles en agua como la poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM), se han evidenciado dificultades en el tratamiento del agua de producción debido al incremento de viscosidad de la fase acuosa, una mayor concentración de aceite disperso en este fluido [3,4], reducción de tamaño de gotas de la fase oleica [5] y la formación de emulsiones más estables de aceite en agua (O/W) [6-8]. Thoma, Gaillard and Favero (2012), identificaron que los mecanismos de estabilización de las emulsiones de aceite en agua con polímero disuelto fue la disminución de la tensión interfacial, el aumento del potencial zeta y de viscosidad de la fase global [9]. La composición del crudo también tiene un efecto significativo en el comportamiento de los efluentes de procesos de recobro químico. Los asfáltenos y componentes ácidos del crudo conducen a la formación de surfactantes in situ a pH 11 que favorecen la formación de emulsiones O/W estables incluso en condiciones suaves de agitación y refuerzan su estabilidad [10].
El polímero residual de las aplicaciones de recobro químico y sus efectos sobre los efluentes, generan dificultades en los sistemas de separación gravitacional y deshidratación electroquímica [5], depositación de polímero en segmentos de los equipos de tratamiento térmico que genera puntos calientes y posteriores daños [2]. Esto ocurre debido a que polímero sufre descomposición térmica, causando un residuo coquizado [11]; también se ha observado un aumento en el ensuciamiento de las membranas de ultrafiltración, en ocasiones irreversible, como resultado del incremento en la concentración de HPAM, aceite y solidos suspendidos en el agua [12-14].
A partir de la identificación de los problemas asociados al tratamiento de los efluentes de procesos de inyección de polímeros se han propuesto tratamientos químicos; floculantes como cloruro de polialuminio (PAC) y poliacrilamida catiónica (CPAM), han permitido mejorar el tratamiento del agua de producción [15]. La combinación de floculante inorgánico y agente de degradación de polímero, y la mezcla de floculante orgánico y coagulante para romper la emulsión de aceite en solución poliméricas, también ha demostrado eficacia en el tratamiento de la emulsión O/W [9,13,16]. El sulfato de aluminio evidenció resultados positivos en la reducción de concentración de aceite en el agua de producción lo que generó mejor rendimiento en los sistemas de coagulación/floculación, flotación y filtración [17-18]. Floculantes catiónicos de interfaz activa también han mostrado buenos resultados [19]. No obstante, el residuo de polímero deberá tratarse como un lodo, lo que genera costos adicionales, además de alta dosis de coagulantes y floculantes a inyectar lo que impacta los costos de funcionamiento (OPEX) del proceso [13].
Además, se han planteado soluciones tecnológicas en el tratamiento del agua de producción de la inyección de polímero, como la electrodiálisis inversa (EDR) de cuatro grados y cuatro segmentos (cuatro GS), que busca reutilizar el agua en proyectos de recobro con HPAM [20]. La degradación mecánica y química del polímero con el fin de disminuir su viscosidad y conseguir usar los equipos ya instalados de tratamiento de agua sin modificaciones [21], limpieza química de las membranas de ultrafiltración (UF) por medio del principio de interacciones intermoleculares incrustante-incrustante con hipoclorito de sodio (NaClO), ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) y cloruro de dodecil trimetilamonio (DTAC) [14]. Mas recientemente, se han desarrollados procesos más complejos para el tratamiento de efluentes de aplicaciones de inyección de polímero como el sistema de biorreactores de membrana dinámica de acidificación e hidrólisis de coagulación combinada [18].
En Colombia se han identificado diversos campos con potencial aplicación de recobro químico, además se han adelantado pilotos de inyección de polímeros en campos del Valle Medio y Superior del Magdalena [1], por tanto, existe un gran interés en evaluar el impacto de esta tecnología en los fluidos de producción, especialmente el agua, con miras a lograr su reutilización en la inyección de polímero o cumplir con los estándares de calidad de vertimiento/inyección. En esta investigación se adaptó la metodología propuesta por Argillier et al., (2013), con el fin de evaluar en pruebas de botella la influencia del contenido de solidos totales disueltos (TDS), la viscosidad de solución polimérica y el corte de agua, sobre el proceso de separación gravitacional/química del crudo. Se realizaron análisis detallados al agua separada con el fin de determinar los cambios en las propiedades físicas/químicas que podrían impactar en los sistemas de tratamiento disponibles en campo. Con base a esta investigación se platearán alternativas que permitan diseñar procesos eficientes según el rango de variación en las propiedades de los fluidos de producción impactados por residual de HPAM.
2. Metodología
En términos generales, el estudio consistió en la preparación de fluidos sintéticos que representaran los efluentes de un proceso de inyección de polímero para recobro mejorado en un campo colombiano. En este sentido, se prepararon soluciones poliméricas, que luego, se sometieron a un proceso de degradación mecánica de acuerdo con la norma API RP 63, con el fin de representar la degradación que sufre el polímero en yacimiento por diferentes factores. Posteriormente esta fase acuosa con polímero residual se mezcló con crudo deshidratado del campo de estudio para representar los fluidos de producción.
2.1 Diseño experimental
La Tabla 1, muestra las variables independientes del diseño de experimentos. Se plantearon tres variables con 2 niveles y un punto intermedio que se realizó por triplicado correspondiente con un diseño factorial completo (23) con punto central. Los niveles fueron seleccionados a partir de los rangos operacionales del campo de estudio y el pronóstico del corte de agua (Water Oil Ratio-WOR) de acuerdo con los datos históricos de producción [22].
Tabla 1 Variables de estudio
* Medido a 60 °C
** Codificación análisis estadístico
***Total Dissolved Solids
Fuente: Los autores
Para alcanzar la viscosidad objetivo de estudio al variar el contenido TDS del agua de preparación fue necesario ajustar la concentración de polímero como se muestra en la Tabla 2.
Tabla 2 Concentración de polímero requerida para alcanzar la viscosidad objetivo para cada TDS del agua de preparación.
Fuente: Los autores
En la Tabla 3 se observan las codiciones específicas de cada experimento. Adicionalmente se fijo un punto como "blanco" (Número de ensayo 0) para las respectivas comparaciones del efecto de la presencia de polímero en el efluente.
Los parámeros de respuesta del estudio corresponden a Contenido de grasas y aceites presentes en la fase acuosa (G&A), fracción de agua separada de la emulsión, distribución de tamaño de gotas de crudo dispersa en fase acusa, morfología de las emulsiones O/W.
2.2 Materiales
Se utilizó una muestra de crudo de un campo colombiano, con 20.5 °API y viscosidad de 56 cP @ 60 °C, con un contenido másico de saturados de 32.847%, 35.193% de aromáticos, 20.646% de resinas y 11.314% de asfáltenos, de acuerdo con el análisis SARA. Se prepararon salmueras sintéticas de acuerdo con la composición química mostrada en la Tabla 4, las cuales correspondiente a agua de captación y agua de producción/reinyección, con un TDS de 242 g/l y 14784 g/l respectivamente. El polímero utilizado fue HPAM de bajo peso molecular con un grado de hidrólisis de 26.5% (HPAM).
2.3 Método de preparación
Se prepararon 11 emulsiones crudo-solución polimérica en una probeta de salida lateral. Por medio de un Ultra Turrax se mantuvo el crudo en agitación a 13500 rpm mientras se adicionaban 5 ml de la fase acuosa cada 30 segundos de acuerdo con la relación crudo: agua requerida. En la Figura 1, se observan fotografías de los fluidos, 3 horas posteriores al proceso de agitación. En este tiempo se evidenció una estabilidad relativa, en donde no se observaban cambios significativos en las fases. En este punto se procedió a aplicar rompedor directo y antiespumante y conservar las muestras a 40 °C, con el fin de permitir el proceso de separación gravitacional del crudo por un tiempo de 24 horas (Figura 2).
Fuente: Los autores
Figura 1 Emulsiones crudo-solución polimérica en los diferentes puntos del diseño experimental, 3 horas después del proceso de agitación con Ultra Turrax.
Fuente: Los autores
Figura 2 Emulsiones crudo-solución polimérica en los 11 puntos del diseño experimental, en presencia de desemulsificante - 24 horas después del proceso de agitación con Ultra Turrax
Finalizadas las 24 horas, se tomaron muestras del agua y del crudo separadas del a emulsión inicialmente formada, con el fin de realizar la caracterización de las fases según las variables de respuesta (Figura 2).
2.4 Método de análisis
La determinación de grasas y aceite (G&A) en la fase acuosa se midió con el Espectrofotómetro DR 300 HACH. El contenido de agua se midió con el equipo 848 Tritino Plus Metrohom. El análisis de distribución del tamaño de las gotas de aceite dispersas en una fase acuosa continua y las respectivas intensidades de tamaño se realizaron por medio del equipo ZETASIZER-Nano Series ZS90/Malvern. La morfología de las emulsiones se caracterizó usando el Microscopio Óptico de Contraste de Fase Carl Zeiis Axiolmager Z1m con objetivos Epiplan Neufluar a 20x.
3. Análisis y discusión de resultados
3.1 Fracción de agua separada
En las Figura 3-5, se observa el porcentaje de agua separada de las emulsiones formadas por agitación (24 horas después) para las concentraciones de polímero que llevan a la viscosidad de inyección objetivo de 10 cP y 20 cP @ 60 °C respectivamente, además se incluye la respuesta para cada WOR. El diagrama de pareto de la Figura 7, evidencia una disminución en el porcentaje de agua separada con el incremento del TDS, la viscosidad y el WOR. Este comportamiento puede ser atribuido a que el incremento en de estas variables de estudio, están asociadas a una mayor concentración de HPAM, la cual es totalmente soluble en agua y no se particiona hacia el crudo, entonces, al encontrase disuelto en la fase acusa causa una restricción para que esta se incorpore al crudo y se emulsione [23].
Fuente: Los autores
Figura 3 Porcentaje de agua separada para los ensayos con viscosidad objetivo de 10 cP en el agua de preparación de bajo y alto contenido de TDS.
Fuente: Los autores
Figura 4 Porcentaje de agua separada para los ensayos con viscosidad objetivo de 20 cP en el agua de preparación de bajo y alto contenido TDS.
Fuente: Los autores
Figura 5 Porcentaje de agua separada para los ensayos con WOR= 65% para las viscosidades objetivo de 10 cp y 20 cp.
Fuente: Los autores
Figura 6 Porcentaje de agua separada para los ensayos con WOR= 75% para las viscosidades objetivo de 10cp y 20 cp.
3.2 Contenido de grasas y aceites (G&A) de la fase acuosa separada de la emulsión crudo-solución polimérica.
El diagrama de Pareto de la Figura 8. muestra que el incremento en el TDS y la viscosidad de la solución polimérica, tiene una influencia positiva sobre el contenido de G&A. Como se discutió en la sección anterior estas variables determinan la concentración de polímero en solución. La Figura 9, muestra que la cantidad de G&A aumenta con el incremento de la concentración de polímero residual. Esto refleja que a pesar de que existe una mayor cantidad de agua separada de la emulsión inicial conforme aumenta la concentración de polímero en solución (Fig. 3-6), la calidad de la fase acuosa disminuye, siendo más evidente este comportamiento para concentraciones de polímero superiores a 2800 ppm.
Fuente: generado a traves de IBM SPSS Statistics Base
Figura 8 Diagrama de Pareto para el contenido de G&A
3.3 Contenido de agua en la emulsión W/O formada
El contenido de agua en la fase oleica disminuye a medida que aumenta el TDS, la viscosidad y el GOR (Figura 10).
Fuente: generado a traves de IBM SPSS Statistics Base
Figura 10 Diagrama de Pareto para el contenido de agua en la emulsión W/O formada.
La Figura 11, presenta el reporte de contenido de agua dispersa en la fase oleosa separada de la emulsión inicialmente formada, posterior al proceso de separación de 24 horas, donde se observan que con aumento en la concentración de polímero disminuye el contenido de agua separada.
3.4 Forma y Tamaño de las gotas de crudo dispersas en la fase acuosa continua.
Las micrografías de las Fig. 12 muestra gotas de crudo dispersas en una fase acuosa continua. Sin presencia de polímero (Fig. 12 (a)) se observan gotas de tamaños uniforme. Al incrementar la concentración de polímero (Fig. 12 (b-c)), la morfología de las gotas de crudo es más compleja, formación de emulsiones múltiples. Se observan, además, películas interfaciales mejor definidas, lo que da un indicio de mayor estabilidad de la emulsión O/W. Estos comportamientos son similares a los reportados en otros estudios [6-8].
Fuente: Los autores
Figura 12 Micrografia O/W. (a) Blanco @ 0 ppm de polímero (b) 640 ppm de polímero (c) 2900 ppm polímero (d) 4000 ppm polímero
Los resultados obtenidos con el equipo ZETASIZER-Nano Series ZS90/Malvern de distribución de tamaño de gota, evidenciaron la existencia de dos poblaciones de tamaños dinámicos promedio de gotas de crudo dispersas en la fase acuosa, en cada muestra. La población 1 correspondiente a gotas "pequeñas" de diámetro dinámico inferior a 360 nm y una población 2 que hace referencia a gotas más grandes de diámetro superior a 500 nm. Las dos poblaciones estaban presentes en cada muestra en diferente intensidad, es decir, la cantidad de gotas de tamaño 1 y 2 variaba a medida que aumentaba la concentración de polímero.
En la Fig. 13, se muestra el comportamiento de la intensidad de tamaño 1 y en la Fig. 14, la intensidad de tamaño 2, para cada ensayo en función de la concentración de polímero presente en la fase acuosa. En la Fig. 15 se muestra la relación entre la intensidad de tamaño 2 con el contenido de G&A, en donde se evidencia que para porcentajes de intensidad mayores al 50% del tamaño 2, el contenido de grasas y aceites incrementa con el aumento de la cantidad de gotas de mayor tamaño.
Fuente: Los autores
Fig. 13 Comportamiento de la intensidad de distribución de tamaño 1 (menor a 350 nm)
Fuente: Los autores
Fig. 14 Comportamiento de la intensidad de distribución de tamaño 2 (mayor a 500 nm)
Fuente: Los autores
Fig. 15 Relación entre la intensidad de tamaño de gota 2 (mayor a 500 nm) y el contenido de G&A
A partir de los resultados de las Fig. 12-15, se puede inferir que el aumento en la concentración de polímero residual promovió la floculación de las gotas de crudo, lo que en teoría promueve la separación de fases de acuerdo con la ley de Stokes, sin embargo, se evidencia un mayor contenido de aceite con incremento de la intensidad de gotas de mayor tamaño. Esto sugiere que el incremento de viscosidad de la fase acuosa por la presencia de HPAM residual dificulta el ascenso de las gotas de crudo y su posterior separación. Otra causa de la dificultad de separación de la fase oleica del crudo puede ser atribuida a una estabilización de la emulsión W/O por efectos del HPAM en la película interfacial como lo sugieren las micrografías. Estos cambios en la morfología de las emulsiones son similares a los reportados en otras investigaciones [2,6,7].
Conclusiones
La presencia de HPAM residual en los fluidos de producción producto de inyección de polímero, puede mejorar la velocidad de separación de fluidos y la fracción de agua libre en el proceso de deshidratación gravitacional del crudo respecto a lo que se presenta en un sistema crudo-agua convencional en presencia de aditivos desemulsificantes.
La concentración de G&A de la fase acuosa incrementa considerablemente en función del aumento de la concentración de polímero residual, lo que podría representar problemas en el proceso de desnatado, floculación, flotación y filtración del tratamiento de la fase acuosa.
La concentración de polímero residual tiene un efecto significativo en la forma y distribución de las gotas de crudo dispersas en el agua, donde se observa un incremento en la intensidad de gotas de tamaños superiores a 550 nm, así como la formación de emulsiones múltiples en mayor proporción en la media en que aumenta la concentración residual.
La inyección de polímero en agua de alta salinidad podría disminuir significativamente la calidad de la fase acuosa separada, debido al alto requerimiento en concentración de polímero utilizado el cual terminaría por afectar la viscosidad de la fase acuosa continúa en los efluentes dificultando el ascenso de las gotas de crudo en los procesos de clarificación.
