3.4. Determinaciones de tensión interfacial crudo-agua de ...

37

3.4. Determinaciones de tensión interfacial crudo-a gua de formación.

El estudio de tensiones interfaciales crudo-agua de formación se realizó mediante el tensiómetro de gota giratoria (spinning drop tensiometer), modelo SVT20, cuyas especificaciones se describen en la tabla 19. La temperatura de los ensayos se ajustó a la temperatura de cada campo en estudio. En la figura 31 se presenta una imagen del tensiómetro de gota giratoria empleado en las determinaciones de γγγγ wo.

Tabla 19. Especificaciones del tensiómetro de gota giratoria (SVT20).

Especificación

Rango

Rango de medición

1x10-6 – 2x103 mN/m

Velocidad de rotación

0 a 20.000 rpm

Ángulo de inclinación

0,0023 °

Diámetro de capilar

Externo: 12 mm

Interno: 8 mm

Rango de temperatura

-10 a 130 °C

Software

SCA20/SVT

Figura 31. Tensiómetro de gota giratoria SVT20.

� Procedimiento experimental

Debido a las diferencias de densidades entre el crudo y el agua de formación de los campos Cabrutica y Petrocedeño, se empleó el método de gota giratoria para las medidas de tensión interfacial. Este método permite la determinación de bajas y altas tensiones interfaciales, a la temperatura de análisis deseada.

La determinación consistió en inyectar una pequeña gota de crudo en el capilar que contenía la fase externa (agua de formación). El posicionamiento de la gota a lo largo del eje giratorio del capilar, se

38

llevó a cabo mediante el ángulo de inclinación y la velocidad de rotación controlada por el software acoplado al equipo. El software se programó de tal manera que calculara la tensión interfacial cada 3 segundos, siguiendo el modelo de Young-Laplace para gotas esféricas. La tensión interfacial se obtuvo a partir del promedio de los últimos 100 valores.

3.5. Pruebas dentro del medio poroso

a) Montaje del equipo de desplazamiento

El equipo de desplazamiento fue diseñado para la realización de pruebas de permeabilidad en retorno (daño a la formación) y pruebas de permeabilidades relativas. Este equipo consta de un horno dentro del cual se encuentran parte de las tuberías de inyección y los cilindros que contienen los fluidos a utilizar durante los procesos de inyección. Dentro del horno también se puede hallar una celda triaxial, que es el dispositivo que contiene la muestra de núcleo a estudiar. La salida de la celda está conectada a una válvula de contrapresión que sirve para mantener la presión de yacimiento. De esta válvula de contrapresión salen a su vez fracciones de los fluidos desplazados a través del núcleo, colectados en un recipiente toma muestra.

El sistema incluye tres bombas, una para el confinamiento la cual mantiene la presión dentro de la celda triaxial, la segunda bomba destinada a la inyección de los fluidos de saturación (agua de formación, crudo, formulación química) y una tercera que se encargara de enviar fluido a la válvula de contrapresión.

El diseño presentado en este trabajo, tiene dispositivos con sensibilidad a la presión, volumen y temperatura. Este equipo cuenta con sensores de presión, transductores de membranas sensibles a los cambios de presión y manómetros conectados en las entradas y salidas de la celda. Los volúmenes inyectados son cuantificados a través de un modulo programable en los computadores de las bombas y se puede corroborar calculando la diferencia entre la cantidad de fluido inyectado y la cantidad de fluido a la salida de la celda, tomando en cuenta el volumen poroso del núcleo

En la figura 32 se presenta el equipo empleado durante las pruebas dentro del medio poroso.

Figura 32. Equipo de desplazamiento. A) Celda triaxial, B) Contrapresión, C) Cilindro de inyección de química, D) Horno, E) Sistema de inyección de química, F) Sistema de producción, G) Sistema de inyección de crudo,

agua de formación y de química, H) Presión de confinamiento.

39

b) Recombinación de crudo

El proceso de recombinación consistió en disolver gas metano en el crudo muerto, a condiciones de presión y temperatura de yacimiento. La instrumentación empleada durante la recombinación fue la siguiente:

- Reactor Autoclave marca Parr, cuya capacidad son 2 galones. - Cilindro pistón contentivo de crudo muerto. - Cilindro pistón contentivo de gas. - Bomba de vacío. - Bombas tipo Isco de la serie 500D, precisión: ± 2%, capacidad 507 mL. - Mantas de calentamiento con reguladores de temperatura para los cilindros. - Cintas de calentamiento con reguladores de temperatura para las líneas.

El proceso de recombinación consistió en las siguientes etapas:

- Ensamblaje de los cilindros contenedores de crudo y gas, tal como se muestra en la figura 33.

- Se le hizo vacio al reactor y a la línea 1 que lo conecta con el cilindro contenedor de crudo.

- Se aplicó calentamiento a los cilindros contenedores de crudo y a la línea 1 hasta temperatura de yacimiento.

- La bomba B se programó a flujo constante y se abrieron las válvulas V4 y VC1. Inmediatamente se abrieron las válvulas VC2 y VSR, transfiriéndose la cantidad de crudo a recombinar. Luego de la trasferencia se cerraron las válvulas VC2, VSR y la bomba B se ajustó a presión constante.

- Se programó la bomba C a flujo constante. Las válvulas V5, VCG y VSG se abrieron inyectándose el volumen de gas necesario para la recombinación del crudo.

- Al culminar la transferencia se bloquearon las válvulas VCG y VSG. Se colocó en marcha la agitación en el reactor, fijándose una velocidad de agitación moderada y monitoreándose la presión a través la bomba A.

- Finalizado el proceso de agitación crudo/gas, se conectó el sistema para la liberación de flash, corroborándose que la recombinación llegara al valor de RGP deseado.

- Por último, la muestra de crudo recombinada se transfirió a un cilindro contenedor limpio.

40

Figura 33. Diagrama de flujo del equipo de recombinación de crudo.

Una vez recombinados los crudos, las pruebas de núcleo de dividieron en dos etapas:

� Pruebas de permeabilidad en retorno o pruebas de daño a la formación.

� Pruebas de permeabilidades relativas.

Cabe destacar que los núcleos empleados fueron seccionados o cortados a partir de un núcleo de diámetro completo, muestreado en los campos de estudio (Cabrutica y Petrocedeño). Estos núcleos fueron caracterizados inicialmente, dicha caracterización comprendió: longitud, diámetro, peso total, presión de sobrecarga, volumen poroso, volumen total, porosidad y permeabilidad al aire.

Luego de caracterizados se sometieron a proceso de envejecimiento en crudo, durante un periodo de cuatro semanas a condiciones de presión y temperatura de yacimiento. Transcurridas las cuatro semanas se procedió a determinar el índice de Amott-Harvey a cada núcleo, para confirmar la condición de mojabilidad al crudo después del envejecimiento. La metodología experimental llevada a cabo para la determinación de los índices de Amott-Harvey se describe a continuación.

c) Determinación de los índices de Amott-Harvey a l os núcleos luego del proceso de envejecimiento.

Para llevar a cabo esta prueba, los núcleos envejecidos se saturaron con agua de formación y posteriormente se les inyectó un aceite mineral (ISOPAN) hasta alcanzar la condición de saturación irreducible de agua Swi.

Las determinaciones del índice de Amott consistió en los siguientes cuatro pasos:

� La muestra de núcleo se sumergió en agua de formación y se midió el volumen de aceite mineral, Vosp, desplazado en forma espontánea por imbibición del agua de formación. Este proceso se realizó en un tubo de ensayo graduado de boca ancha, el cual nos permitió cuantificar el volumen de aceite desplazado.

41

� El volumen de aceite mineral presente en la muestra se desplazó con agua de formación, hasta alcanzar la saturación residual de aceite (Sor); se midió la cantidad de aceite desplazado, Vod.

� El núcleo a condiciones de Sor se sumergió en aceite mineral, determinándose de esta manera el volumen de agua de formación desplazado (Vwsp), en forma espontánea por imbibición del aceite.

� Por último el agua de formación presente en la muestra se desplazó con aceite, hasta alcanzar la saturación irreducible de agua; se midió la cantidad de agua desplazada (Vwd.).

Los resultados obtenidos se expresaron de acuerdo a dos índices de mojabilidad:

Índice de mojabilidad al agua (5)

Índice de mojabilidad al aceite (6)

d) Prueba de permeabilidad en retorno o daño a la f ormación.

Una vez caracterizado y envejecido el núcleo se procedió a la prueba de permeabilidad en retorno, la cual consistió en las siguientes etapas:

- Determinación de la permeabilidad absoluta al aceite KO. Para ello se inyectó crudo recombinado a distintas tasas, registrándose el diferencial de presión a cada una de las tasas. Graficando la tasa de inyección vs el diferencial de presión (Q vs ∆P) obtenemos una línea recta cuya pendiente nos permite determinar el KO, a través de la ley de Darcy.

(7)

Q: tasa de flujo (cm3/ min)

KO: permeabilidad absoluta (Darcy)

A: área perpendicular (cm2)

∆P: diferencial de presión (atm)

µ: viscosidad del crudo (cp)

L: longitud del núcleo (cm)

m: pendiente de la recta.

- El segundo paso consistió en inyectar 10% del volumen poroso con la formulación química óptima en la cara productora del núcleo, tal como se observa en la figura 34.

odosp

ospw VV

V

+=Γ

wdwsp

wspo VV

V

+=Γ

42

.

Figura 34. Representación esquemática de la inyección de surfactante en agua de producción, en procesos de estimulación.

- El núcleo con la solución de surfactante inyectada se dejó en remojo durante 24 horas. Luego del proceso de remojo se empezó el desplazamiento con crudo, registrándose los valores de diferencial presión, tiempo y volúmenes de crudo producidos durante el proceso.

Las formulaciones empleadas en estas pruebas fueron aquellas que arrojaron los mejores resultados en las determinaciones de ángulos de contacto, es decir, las que lograron mayores alteraciones de la mojabilidad sobre las placas, en un lapso de 24 horas.

e) Prueba de permeabilidades relativas.

Las permeabilidades relativas al crudo, al agua de formación y a la formulación química, se determinaron mediante la siguiente metodología experimental:

- Determinación de la permeabilidad absoluta al crudo (KO), tal y como se describió en la prueba de permeabilidad en retorno

- Se determinó la permeabilidad relativa al agua de formación K rw. Para ello se realizaron inyecciones continuas de agua de formación a una tasa de 0,2 cm3/min. Se midieron los volúmenes de agua y crudo producido, el tiempo acumulativo y los diferenciales de presión durante el proceso de desplazamiento con agua de formación.

- El núcleo se llevó a condiciones iníciales de saturación irreducible de agua Swi.

- Se inyectó 2% del volumen poroso con la formulación química óptima en la cara productora del núcleo. Posteriormente se determinó el KO luego del proceso de estimulación. Para ello, se empleó la formulación química que arrojó mejores resultados en las determinaciones de ángulo de contacto y en las pruebas de permeabilidad en retorno.

- La quinta etapa consistió en la inyección de surfactante en agua de producción a través de cara inyectora del núcleo (proceso de RMP), determinándose la permeabilidad relativa al sistema químico empleado, mediante inyecciones continúas de la formulación a una tasa de 0,2 cm3/min. Se registraron los diferenciales de presión, el tiempo y los volúmenes de crudo-agua obtenidos durante el proceso de inyección. A partir de estos datos se grafican las curvas de permeabilidad relativa a la formulación química (K rfq) y de permeabilidad relativa al crudo (K ro). En la figura 35 se representa de manera esquemática el proceso de RMP, aplicado a la muestra de núcleo envejecida.

43

Figura 35. Representación esquemática del proceso combinado de estimulación y recuperación mejorada de petróleo.

44

Capitulo IV

4. Resultados y discusión

4.1. Caracterización fisicoquímica del agua de prod ucción

� Agua de producción del campo Petrocedeño

Los resultados obtenidos en la caracterización fisicoquímica del agua de producción del campo Petrocedeño se presentan en los gráficos 1, 2 y 3. Los aniones determinados a estas aguas de producción se muestran en el gráfico 1, donde se evidencia que está constituida principalmente por cloruro y bicarbonato, representando el ión cloruro la salinidad de estas aguas. De acuerdo con los resultados obtenidos y los valores teóricos reportados por Gil 36 (tabla 20), el agua de producción Petrocedeño tiende a ser agua fresca, ya que la concentración de Cl- oscila entre 1652 y 3636 ppm.

Tabla 20. Salmueras en el campo petrolero. 36

Agua ppm de cloruros

Agua fresca 0 – 12.000

Salmuera baja 12.000 – 30.000

Salmuera mediana 30.000 – 60.000

Salmuera pesada > 60.000

En el gráfico 1 también se observa que la concentración de Cl- varía significativamente por cada análisis mensual realizado, como consecuencia del contacto directo con acuíferos o aguas subterráneas de baja salinidad cercanas al yacimiento, resultando de esta interacción, una reducción considerable en la concentración de iones Cl- presentes en el agua de producción de Petrocedeño.

En ión HCO3- representa el mayor contribuyente a la alcalinidad del agua producida en este campo,

ya que su concentración oscila entre 2376 y 2523 ppm.

Gráfico 1. Aniones presentes en el agua de producción de Petrocedeño.

45

El catión que se encuentra en mayor proporción en el agua de producción de Petrocedeño es el Na+, cuya concentración varía entre 2449 y 3616 ppm tal y como se logra apreciar en el gráfico 2. Los cationes divalentes Ca+2, Mg+2, Ba+2 y Sr+2 se encuentran a muy bajas concentraciones, por lo que no significarán un problema a la hora de formar precipitados insolubles con los aniones CO3

-2 y SO4-2

durante el proceso de inyección al yacimiento; sobre todo cuando se trata del sulfato de bario (Kps =1,1x10-10 a 25 °C) 37, carbonato de bario (Kps = 5,0x10-9 a 25 °C) 37 y carbonato de calcio (Kps = 6,0x10-9 a 25 °C) 37, los cuales son altamente insolubles.

En el gráfico 2 se confirma la presencia de iones K+ en un rango de concentración entre 58 y 79 ppm, importantes a la hora inhibir el hinchamiento de arcillas en el medio poroso, mediante el mecanismo de intercambio catiónico.

Gráfico 2. Cationes presentes en el agua de producción de Petrocedeño.

Si comparamos la caracterización aniónica y catiónica obtenida para el agua de producción de Petrocedeño, con la caracterización reportada por Marcos y col 38 para el agua de formación de este mismo campo (ver tabla 30), podemos aseverar que el agua de producción es totalmente compatible con los fluidos presentes en yacimientos de Petrocedeño. En otras palabras, el agua de producción de Petrocedeño posee un rango de salinidad, dureza y alcalinidad correspondiente con las concentraciones reportadas por Marcos y col 38 durante los estudios realizados al agua de formación de Petrocedeño.

En el gráfico 3 apreciamos que el agua de producción posee un pH básico el cual varía entre 7,63 y 9,58. Este pH nos favorece desde dos puntos de vista al momento de utilizar estas aguas como fluido base de inyección: el primero es que a pH básico (entre 8 y 10) los ácidos nafténicos presentes en el crudo reaccionan con la fase acuosa para formar in situ las sales de sodio, los cuales son surfactantes aniónicos susceptibles de modificar la mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial.1 El segundo punto importante es que el agua de formación de Petrocedeño posee pH básico, por lo que se evitarán incompatibilidades entre el agua de producción y los fluidos presentes en el yacimiento.

46

Gráfico 3. Otras propiedades presentadas por el agua de producción de Petrocedeño.

Las tensiones superficiales presentadas por el agua de producción de Petrocedeño varían en un rango de 43,537 y 46,129 mN/m (gráfico 3). Si comparamos estas tensiones superficiales con las reportadas por Antón24 para el agua pura (72,75 mN/m), observamos una gran discrepancia entre ambos valores. Esta diferencia se debe exclusivamente a la presencia de surfactantes naturales del crudo en el agua de producción. La notable disminución de la tensión superficial, es consecuencia del arreglo de las moléculas de surfactante en la superficie agua-aire y del arreglo micelar en el seno del líquido.

Otras propiedades importantes a considerar en el agua de producción son las interacciones electrostáticas y las fuerzas de atracción y repulsión entre iones de carga opuesta y de igual carga, estas interacciones son conocidas con el nombre de fuerza iónica. Adaptándonos a la investigación y a las operaciones de campo, la fuerza iónica fue determinada mediante las siguientes ecuaciones reportadas por Eaton y col:39

(8)

(9)

(10)

donde, Ci es la concentración (molar) del ión, Zi la carga del ión, C es la conductividad (µS/m) y TDS es la concentración de sólidos disueltos.

El cálculo de fuerza iónica realizado a partir de la ecuación 8 incluye el análisis iónico elemental llevado a cabo mediante cromatografía iónica e ICP, mientras que la fuerza iónica obtenida a partir las determinaciones de conductividad (ecuación 9) y sólidos totales disueltos (ecuación 10), considera el aporte de todas las especies iónicas presentes en el agua de producción de Petrocedeño. Los resultados expresados en el gráfico 4, demuestran que las fuerzas iónicas determinadas a partir de medidas conductividad y TDS son totalmente superiores a las calculadas mediante la ecuación 8, lo cual confirma la presencia de compuestos iónicos moleculares en el agua de producción de Petrocedeño. Estos se tratan de surfactantes iónicos naturales procedentes del crudo, responsables de que estas aguas presenten bajas tensiones superficiales. Además de los estudios de tensión superficial, esta es una forma clara y sencilla de confirmar la presencia de surfactantes iónicos en el agua de producción de Petrocedeño.

47

Gráfico 4. Variación de la fuerza iónica en el agua de producción de Petrocedeño (tabla 31).

� Agua de producción del campo Cabrutica (APC)

El agua de producción del campo Cabrutica también presenta una serie de propiedades como salinidad, pH, tensión superficial y alcalinidad que favorecen su utilización como fluido base de inyección en procesos de estimulación y RMP. A pesar de que no se cuenta con un estudio detallado del agua de formación del campo Cabrutica como en el caso de Petrocedeño, en INTEVEP se han llevado a cabo una serie de caracterizaciones las cuales se presentan en la tabla 33. Si comparamos la salinidad obtenida para el agua de producción del campo Cabrutica (ver gráfico 5) con la salinidad reportada en la tabla 33 para el agua de formación, se observa que el agua de producción presenta una mayor salinidad con respecto al agua presente en el medio poroso. Este aumento se debe a la interacción roca-fluido, ya que a medida que el agua avanza en el yacimiento esta disuelve en su matriz gran parte de los iones cloruros retenidos por los sedimentos, como consecuencia de las interacciones electrostáticas y fuerzas de Van der Waals presentes en el sistema.

La concentración de iones HCO3 - es la que determina la capacidad del agua de producción de

Cabrutica para neutralizar ácidos. Esta concentración oscila entre los 2775 - 2989 ppm y entra en el rango de alcalinidad determinada para el agua de formación de Cabrutica, expresada en la tabla 33.

Gráfico 5. Aniones presentes en el agua de producción de Cabrutica.

48

En el gráfico 6 se observa que los cationes divalentes presentes en el agua de producción de Cabrutica se encuentran en muy bajas concentraciones, situación favorable para evitar el taponamiento del medio poroso durante el proceso de inyección. Debido a que la concentración de iones Ca +2 varía entre 5,91 - 9,70 ppm y la de Mg +2 en un rango de 10,3 – 17 ppm estas aguas de producción son consideradas como aguas levemente duras, lo cual concuerda con la dureza presentada por el agua de formación del campo Cabrutica (ver gráficos 6, 7 y tabla 33) .

Gráfico 6. Cationes presentes en el agua de producción de Cabrutica (tabla 34).

El agua producida en Cabrutica también presenta dos propiedades fundamentales: bajas tensiones superficiales y pH básico (gráfico 7). Las bajas tensiones superficiales indican la presencia de surfactantes naturales del crudo en el agua de producción, y un pH básico conlleva a la activación de surfactantes aniónicos (sales de sodio de ácidos nafténicos) al entrar en contacto el fluido con la formación. Estas dos propiedades aseguran la modificación del equilibrio interfacial sólido-líquido y líquido-líquido, alterandose por ende la mojabilidad del sistema.

Gráfico 7. Otras propiedades presentadas por el agua de producción de Cabrutica.

49

Los resultados de fuerza iónica obtenidos mediante las ecuaciones 8, 9 y 10 expresados en el gráfico 8, demuestran que además de los cationes y aniones elementales existe la presencia de compuestos iónicos moleculares, los cuales se tratan de surfactantes naturales procedentes del crudo. Esta hipótesis fue confirmada a través de las determinaciones de tensiones superficiales reflejadas en gráfico 7.

Gráfico 8. Variación de la fuerza iónica en el agua de producción de Cabrutica.

4.2. Estudio de la CMC de los surfactantes IT-02 e IT-03 en agua de producción de los campos Petrocedeño y Cabrutica.

Antes de llevar a cabo un proceso de inyección de surfactantes a un medio poroso, es importante caracterizar el surfactante en el fluido a través del cual se transportará. La caracterización consiste en determinar la CMC del surfactante en el fluido y evaluar qué tan eficaz es el tensoactivo para reducir la tensión superficial del sistema. Por tal motivo se llevó a cabo la determinación de la CMC de los surfactantes IT-02 e IT-03 en las aguas de producción de los campos Cabrutica y Petrocedeño, el análisis se realizó mediante medidas de tensión superficial y dichos resultados son expresados en las tablas 36 - 38.

En el gráfico 9 se puede apreciar la disminución de la tensión superficial del sistema debido al incremento de la concentración del surfactante IT-02 en APP. La concentración a partir de la cual el surfactante IT-02 comienza a generar micelas (punto de inflexión) en el agua de producción de Petrocedeño, corresponde a un intervalo de concentración de 40 – 60 ppm. Este valor de CMC experimental lo podemos comparar con el valor teórico calculado a partir de la ecuación 11, reportada por Salager:17

(11)

donde EON es el número de grupo de óxido de etileno en la cadena hidrofílica, A es una constante característica del lipófilo y B es un factor que depende entre otras cosas de la temperatura. El valor de CMC calculado para el surfactante IT-02 es de 143,1 ppm, este valor es mayor al obtenido experimentalmente tal como se observa en la tabla 21. La diferencia entre el valor calculado y el obtenido se debe a la influencia de la temperatura en la CMC del surfactante. El valor teórico fue determinado para una temperatura de 25 °C ya que la s constantes A y B vienen reportadas a esa temperatura, mientras que el valor experimental se determinó a la temperatura del campo Petrocedeño (50 °C). Este aumento de temperatura pr oduce una reducción de la hidratación del

50

grupo hidrofílico del surfactante IT-02, lo cual favorece su micelización y ocasiona una reducción en la CMC. Otro factor que puede haber influido en la reducción de la CMC, es la presencia de electrolitos en el agua de producción de Petrocedeño. Sin embargo, las propiedades fisicoquímicas de los surfactantes noiónicos no son afectadas a gran escala por la presencia de electrolitos, en comparación a la notable influencia de la temperatura sobre estos compuestos etoxilados.16

Gráfico 9. CMC del surfactante IT-02 en APP.

La CMC obtenida experimentalmente para el IT-03 en APP (gráfico 10) se encuentra en un rango de concentración de 60 – 100 ppm. Si comparamos este valor de CMC con el calculado para el surfactante IT-03 (308,4 ppm) observamos la misma tendencia, una reducción de la CMC por el incremento de la temperatura o la desolvatación del grupo polar. Este fenómeno de desolvatación es provocado por la reducción de la posibilidad de formar puentes de hidrógeno entre el grupo polar y las moléculas de agua que lo rodean, al aumentar la temperatura.

Gráfico 10. CMC del surfactante IT-03 en APP.

Al llevar cabo una comparación entre las CMC de los surfactantes IT-02 e IT-03 en agua de producción de Petrocedeño (ver gráfico 11), se obseva que el IT-03 presenta una mayor CMC. Esta discrepancia se debe a que el surfactante IT-03 posee un mayor número de grupos etoxilados (mayor grupo polar) con respecto al surfactante IT-02. Por tal motivo a mayor grupo polar mayor es la hidrofilicidad del surfactante, menor es el efecto hidrofóbo y por ende mayor es la CMC para el IT-03.

51

Gráfico 11. Efecto de la estructura del surfactante sobre la CMC en APP.

Las medidas de tensión superficial permiten calcular una serie de parámetros propios del surfactante en el agua de producción de Petrocedeño. Mediante los gráficos 9 y 10 de tensión superficial del sistema en función del logaritmo natural de la concentración del surfactante, y asumiendo que la adsorción de moléculas de tensoactivo es descrita por la isoterma de Gibbs, es posible determinar el exceso superficial (Г) y el área ocupada por molécula (as) según las siguientes expresiones:40

(12)

donde R es la constante universal de los gases (cuando la γγγγ está en dinas/cm el R es igual a 8,31x107 ergs. mol-1. K-1), entonces el valor de Г da en unidades de mol/cm2.

(13)

donde N es el número de Avogadro (6,022x1023 partículas. mol-1), Г es el exceso superficial en mol/cm2 y as el área ocupada por la molécula de surfactante, dada en Å2. partícula -1.

Los resultados presentados en la tabla 21 demuestran que los valores de eficacia para ambos surfactantes son independientes de la variación del grupo polar del tensoactivo, ya que ambos valores de eficacia presentan gran similitud. Los dos surfactantes presentan una gran eficiencia, ya que se necesita pequeñas concentraciones para generar tensiones mínimas de 34,986 mN/m en el caso del IT-02 y 35,971 mN/m para el surfactante IT-03. Al observar el gráfico 11 notamos que para una misma concentración el surfactante IT-02 genera menores tensiones superficiales, sin embargo esto se debe a que el agua de producción empleada para la determinación de la CMC del IT-02 presentaba una tensión superficial de 43,537 mN/m, mientras que el agua empleada para las determinaciones del IT-03 presentó una tensión superficial de 46,129 mN/m (ver tabla 36). A pesar de esto el surfactante IT-03 genera una tensión mínima de 35,971 mN/m, apenas un 1 mN/m superior a la generada por el surfactante IT-02, por lo que se considera al IT-03 más eficiente en la reducción de la tensión superficial.

52

Tabla 21. Valores de CMC, exceso superficial y área ocupada por molécula de surfactante IT-02 e IT-03 en APP.

Surfactante CMC

obtenida (ppm)

CMC teórica (ppm)

Г (mol/cm2)

as

(Å2) γγγγmín.

(mN/m)

IT-02 40 – 60 143,1 7,3 x 10-11 227,5 34,986

IT-03 60 - 100 308,4 8,7 x 10-11 189,9 35,971

Un estudio similar al realizado para el campo Petrocedeño también se llevó a cabo para el campo Cabrutica, estudiándose las CMC de los surfactantes IT-02 e IT-03 formulados en APC. En el gráfico 12 podemos apreciar que la concentración a partir de la cual el surfactante IT-02 comienza generar micelas en APC es de 40 – 60 ppm. El surfactante IT-03 también presenta una concentración micelar crítica entre los 40 - 60 ppm, tal como se observa en el gráfico 13. Ambos valores de CMC para cada surfactante son menores a los calculados mediante la ecuación 1.5 (ver tabla 22), cuya reducción es atribuida a la desolvatación del grupo polar del surfactante por el incremento de la temperatura.

Si comparamos los valores de CMC obtenidos para los surfactantes IT-02 e IT-03 en las aguas de producción de Cabrutica y Petrocedeño, observamos que existe una gran similitud entre dichos valores (ver tabla 21 y 22). Esto se debe a que la principal variable en las determinaciones es la concentración de aniones y cationes presentes en cada agua de producción, los cuales no impactan fuertemente sobre las propiedades fisicoquímicas de estos compuestos etoxilados. Otras de las ventajas presentadas por los surfactantes IT-02 e IT-03, es que son totalmente compatibles con los surfactantes iónicos ya presentes en el agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño.

Gráfico 12. CMC del surfactante IT-02 en APC.

53

Gráfico 13. CMC del surfactante IT-03 en APC.

Al llevar a cabo una comparación entre las CMC de los dos surfactantes en el agua de producción de Cabrutica (ver gráfico 14), observamos que a concentraciones cercanas a la CMC ambas curvas se comportan de igual manera, a pesar de que el IT-03 posee un mayor número de grupos etoxilados y por ende deberia poseer una mayor CMC. Esto se debe a que el agua empleada en la determinación de la CMC del IT-03 (agua del mes de Febrero) presentaba menor tension superficial que el agua empleada en la determinación de la CMC del IT-02 (agua del mes de Enero), lo que implica mayor concentracion de surfactantes naturales del crudo en solución. La presencia de estos surfactantes en mayor proporción genera una notable reducción de la CMC del IT-03, obteniéndose valores similares a la CMC del surfactante IT-02.

En el gráfico 14 también se observa que la única diferencia entre las curvas de CMC de ambos surfactantes son las isotermas de adsorción de Gibbs, cuya pendiente es mayor para la isoterma correspondiente al surfactante IT-03, por tal motivo este presenta una mayor eficacia deacuerdo a los valores de Г expresados en la tabla 22.

Gráfico 14. Efecto de la estructura del surfactante sobre la CMC en APC.

54

Tabla 22. Valores de CMC, exceso superficial y área ocupada por molécula de surfactante IT-02 e IT-03 en APC.

Surfactante CMC

obtenida (ppm)

CMC teórica (ppm)

Г (mol/cm2) as (Å2) γγγγmín.

(mN/m)

IT-02 40 – 60 143,1 7,2 x 10-11 230,6 36,128

IT-03 40 - 60 308,4 9,0 x 10-11 184,5 36,224

4.2.1. Efecto de la adición de alcohol sobre la CMC del surfactante IT-03 formulado en agua de producción de Petrocedeño y Cabrutica.

La adición de alcoholes a sistemas micelares conformados por surfactantes noiónicos por lo general conlleva a un aumento del efecto hidrófobo, a una reducción de la repulsión estérica entre las cabezas del surfactante y por ende causan una disminución en la CMC.14 En los gráficos 15 y 16 se puede apreciar como la adición de alcohol al sistema favorece la comicelización, resultando en una reducción de la CMC del surfactante IT-03 en ambas aguas de producción (ver tabla 23).

Gráfico 15. Efecto del alcohol sobre la CMC del IT-03 en APP.

Otra propiedad importante a destacar, es que la adición de alcohol al sistema micelar ocasionó mayores reducciones de la tensión superficial con respecto a los sistemas que no contaron con la presencia de dicho cosurfactante, obteniéndose tensiones surpeciales minimas de 35,494 y 35,079 mN/m en el agua de producción de Petrocedeño y Cabrutica respectivamente (ver tabla 23). Esto se debe a las propiedades tensoactivas presentadas por el alcohol, como consecuencia de su naturaleza hidrofílica - lipofílica,17 ocasionando reducciones en la tensión superficial del sistema.

55

Gráfico 16. Efecto del alcohol sobre la CMC del IT-03 en APC.

Tabla 23. Efecto de la adición de alcohol sobre la CMC del surfactante IT-03.

Surfactante Agua de Producción

CMC Sin Alcohol (ppm)

γγγγmín.

(mN/m) CMC Con Alcohol (ppm)

γγγγmín.

(mN/m)

IT-03 APP 60 -100 35,971 50 – 60 35,494

APC 40 – 60 36,224 40 – 50 35,079

4.3. Estudios de alteración de la mojabilidad en si stemas sólido/crudo/agua de formación + formulación.

Los resultados obtenidos en las determinaciones de ángulo de contacto sobre las placas de sílice envejecidas, antes y después de la aplicación de la formulación química se muestran en las tablas 39 a la 46. Se tomó como referencia el ángulo de contacto con respecto a la fase acuosa del sistema crudo/placa/agua de formación.

En todos los sistemas estudiados los resultados están expresados en base a 3 replicas. Debido a que las placas luego del proceso de envejecimiento no se comportan como sólidos ideales por la adsorción de compuestos orgánicos sobre la superficie del sílice,41 las medidas experimentales se reportan en base a un ángulo de contacto de avance promedio (θA prom) y un ángulo de contacto de retroceso promedio (θR prom). A pesar de que la histérisis entre los dos ángulos es baja para todos casos (ver tablas 39 - 46) no es conveniente expresar un promedio de ambos ángulos, ya que esto implicaria la presencia de un solo ángulo de contacto asumiéndose la idealidad de la superficie.

Rao42 aclaró el uso del concepto de ángulo de contacto para caracterizar la mojabilidad de superficies sólidas, expresando que la mojabilidad de un sólido está determinada por el ángulo de contacto de avance (θA) al agua y que la propagación del fluido sobre la superficie se caracteriza por el ángulo de contacto de retroceso. Por tal motivo, todas las comparaciones y análisis realizados en el presente estudio se llevarán a cabo con respecto al ángulo de contacto de avance. Todo esto también es válido para el ángulo de contacto de retroceso, sin embargo, el principal objetivo está en estudiar la alteración de la mojabilidad de las placas envejecidas en crudo, por efecto de la adición de surfactante noiónico formulado en agua de producción.

56

Al analizar los ángulos de contactos iniciales para todas las placas de sílice envejecidas, observamos que el θA prom oscila entre 139° y 157° (tablas 39 - 46). Esto imp lica que luego del proceso de envejecimiento en crudo todas las placas estudiadas presentaron un estado de mojabilidad al aceite. Sin embargo Salager 1 reporta que toda superficie de sílice limpia, es mojable por el agua debido a la naturaleza polar que estas presentan. Este cambio de mojabilidad sobre las superficies de sílice, puede ser atribuido a los siguientes factores:

• Desestabilización de la pélicula de agua sobre la superficie de sílice, como consecuencia de la fuerte atracción electrostática entre las interfaces crudo-agua y sílice-agua. La interfaz crudo-agua es susceptible de poseer cargas positivas y negativas debido a la presencia de ácidos y bases en las fracciones pesadas de los crudos de Cabrutica y Petrocedeño (asfaltenos y resinas); mientras que la interfaz agua-sílice posee una carga negativa a pH básico, como resultado de la alta densidad de carga negativa aportada por el SiO2 a pH entre 6 y 11.43 Los estudios realizados por Ramez y col 44 demuestran que la carga de la interfaz agua-crudo es muy negativa cuando la salinidad del agua de formación es baja, y próxima a cero cuando la salinidad es alta. De acuerdo con esto la fuerza iónica presentada por las aguas de formación de Cabrutica y Petrocedeño nos indican concentraciones considerables de cationes en solución, los cuales contrarestan las cargas negativas de la interfaz agua-crudo predominando la carga positiva en dicha interfaz. Esto ocasiona que las fuerzas electrostáticas atractivas superen a las fuerzas repulsivas entre las interfaces agua-crudo y agua-sílice, generando la desetabilización de la película de agua.

• Adsorción de los compuestos básicos del crudo (susceptibles de poseer cargas positivas) sobre la superficie del sílice cargada negativamente, impulsada por las fuerzas de atracción electrostática. En consecuencia la superficie adopta el aspecto de una fina capa de moléculas orgánicas y como resultado no sera mojable por el agua sino por el aceite, es decir, se crea un cambio de mojabilidad sobre la superficie del sílice.

En la figura 36 se representa el mecanismo mediante el cual es alterada la mojabilidad inicial de la superficie de sílice, en contacto con crudos pesados y extrapesados.

Figura 36. Mecanismo de alteración de la mojabilidad en superficies de sílice, inducida por la presencia de crudos pesados y extrapesados.

57

Para revertir esta condición adversa de mojabilidad al crudo es necesario la adición de surfactantes al sistema, con la finalidad de modificar el equilibrio de tensiones interfaciales y por ende alterar la mojabilidad de la superficie sólida. En este sentido se llevó a cabo el estudio de dos surfactantes no iónicos (IT-02 e IT-03) formulados en agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño, además de evaluar cómo es afectada las propiedades del sistema por la inclusión de un cosurfactante en la formulación (alcohol). Los resultados obtenidos se presentan en los gráficos 17-24.

En los gráficos 17 y 18 se observa cómo es alterada la mojabilidad inicial al crudo presentada por las placas envejecidas, luego del contacto con el surfactante IT-02 formulado en agua de producción de Petrocedeño. En ambos gráficos queda en evidencia que la presencia del sistema surfactante IT-02/alcohol a concentraciones superiores a los 700 ppm genera una disminución del θA prom, obteniéndose condiciones de mojabilidad débil o fuerte al agua.

Gráfico 17. Surfactante IT-02 en agua de producción de Petrocedeño.

Gráfico 18. Surfactante IT-02 + alcohol en agua de producción de Petrocedeño.

Cuando comparamos estos ángulos contactos con los obtenidos para el surfactante IT-03 en APP observamos la misma tendencia, disminución del θA prom por el incremento de la concentración de surfactante (gráficos 19 y 20). Sin embargo se observa que para el sistema que involucra el surfacte IT-03 se obtienen θA prom más bajos (iguales o inferores a 50°) cuando se cu enta con la presencia de

58

cosurfactante en solución, lográndose condiciones de fuerte mojabilidad al agua a concentraciones iguales o mayores a los 700 ppm de surfactante y de alcohol.

Gráfico 19. Surfactante IT-03 en agua de producción de Petrocedeño.

Gráfico 20. Surfactante IT-03 + alcohol en agua de producción de Petrocedeño.

Como era de esperarse ambos surfactantes IT-02 e IT-03 presentan el mismo comportamiento en el agua de producción de Cabrutica, obteniéndose las mayores alteraciones de mojabilidad a concentraciones de surfactante/alcohol igual o mayor a los 700 ppm para ambos sistemas (ver gráficos 21-24). Al igual que en el campo Petrocedeño, el sistema conformado por el surfactante IT-03/alcohol genera los mayores cambios de mojabilidad en la superficie, lográndose θA prom menores a los 50° como se observa en el gráfico 24.

59

Gráfico 21. Surfactante IT-02 en agua de producción de Cabrutica.

Gráfico 22. Surfactante IT-02 + alcohol en agua de producción de Cabrutica.

En todos los sistemas estudiados se observa que el surfactante IT-03 posee una mayor capacidad para alterar o crear condiciones de mojabilidad fuerte al agua sobre las placas de sílice envejecidas. Esta eficiencia se atribuye a la mayor polaridad presentada por el surfactante IT-03, debido a que posee un mayor número de grupos etoxilados en comparación al surfactante IT-02. El aumento del grupo hidrofílico le confiere una mayor afinidad por el agua (mayores fuerzas bipolares de atracción), permitiendo que la fase acuosa interaccione en mayor magnitud con la superficie y por ende se obtengan mayores condiciones de mojabilidad al agua.

60

Gráfico 23. Surfactante IT-03 en agua de producción de Cabrutica.

Gráfico 24. Surfactante IT-03 + alcohol en agua de producción de Cabrutica.

Desde el punto de vista fisicoquímico, las interacciones hidrofóbicas son las principales fuerzas motrices que impulsan la adsorción del surfactante noiónico sobre la superficie de sílice envejecida, obteniéndose como resultado condiciones de mojabilidad al agua sobre las placas estudiadas. El proceso de adsorción se debe a la interacción lipofílica entre el surfactante noiónico añadido en agua de producción y los surfactantes naturales del crudo originalmente adsorbidos sobre los sitios activos de la superficie. Esta interacción es producto del entorno desfavorable creado por las moléculas de agua sobre la parte apolar del surfactante, ocasionando que este expulse el grupo lipofílico del medio acuoso e interactué de manera favorable con los componentes básicos del crudo. El arreglo molecular del surfactante sobre la superficie conlleva a la creación de una película de agua, la cual es estabilizada a través de las fuerzas bipolares de atracción entre la parte polar del surfactante y las moléculas de agua. La obtención de la película de agua crea propiedades hidrofílicas sobre la superficie, lográndose condiciones de mojabilidad al agua. Este mecanismo de alteración de la mojabilidad propuesto para la inyección de surfactante/alcohol en agua de producción (figura 37), se rige bajo el mecanismo reportado por Manrique y col.45 Estos investigadores proponen que la alteración de la mojabilidad inicial al aceite presentada por yacimientos de crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco, se debe a la creación de una película agua por acción de una

61

formulación conformada por un surfactante noiónico y un alcohol. Sus estudios fueron corroborados a través de pruebas de laboratorio y pruebas pilotos de campo en la Faja Petrolífera del Orinoco.45

Figura 37. Mecanismo propuesto para la alteración de la mojabilidad sobre las placas de sílices envejecidas, inducida por la inyección de surfactante noiónico en agua de producción.

En general, para los ocho sistemas estudiados mediante las determinaciones de ángulo de contacto, se obtuvieron los siguientes resultados:

� Mayores condiciones de mojabilidad al agua sobre las superficies de sílices envejecidas, cuando se cuenta con la presencia de alcohol en la formulación. Los surfactantes noiónicos tienden a repelerse estéricamente debido a la larga cadena polietoxilada que estos deben poseer para adquirir propiedades tensoactivas, lo cual conlleva a repulsiones entre las cabezas polares de los surfactantes adsorbidos en interfases vecinas, a distancias del orden de los 100 Å.

13 Sin embargo el arreglo del alcohol entre las moléculas del tensoactivo reduce la repulsión estérica (ver figura 37), permitiendo la mayor adsorción del surfactante en la superficie del sólido y por ende obteniéndose mayores condiciones de mojabilidad al agua.

� A concentraciones iguales a la CMC del surfactante IT-02 e IT-03 en ambas aguas de producción y para un periodo de 72 horas, no se logró alterar la condición de mojabilidad al crudo presentadas por las placas de sílice. Esto se debe a que por espontaneidad, parte del tensoactivo se adsorbe en la interfaz crudo-agua y por ende a concentraciones muy bajas el surfactante no satura completamente la interfaz sólido-crudo, obteniéndose pobres cambios en el θA prom.

� La alteración de la mojabilidad sobre las placas de sílice envejecidas, es totalmente dependiente de la concentración del surfactante y del tiempo de contacto entre el sistema agua de formación/sólido/crudo y la formulación. En todos los estudios se observó que el θA prom es inversamente proporcional a la concentración de surfactante e inversamente proporcional al tiempo de contacto con la formulación. Para altas concentraciones (5000 ó 2500 ppm de surfactante y de alcohol) se obtuvieron los menores valores del θA prom a cortos periodos de tiempo (24 horas), mientras que para bajas concentraciones (700 ppm) las mayores variaciones del θA prom se lograron a las 72

62

horas de contacto con la formulación. Los resultados implican que para altas concentraciones de surfactante/alcohol se logra rapidamente la saturación de la interfaz placa/crudo, obteniéndose condiciones de mojabilidad fuerte al agua para tiempos de contactos cortos (24 horas). Sin embargo para bajas concentraciones de surfactante/alcohol se requiere de largos periodos de contacto, ya que el surfacante se difunde a través del sistema moviéndose desde las zonas de menor tensión (mayor adsorción) hasta las zonas de mayor tensión (poca adsorción) saturando la interfaz placa/crudo, y necesitándose de mayores tiempos de contacto (72 horas) para lograr condiciones de mojabilidad al agua sobre la superficie de sílice. Este proceso de difusión se le conoce como movimiento de las moléculas de surfactante (transferencia de masa) inducido por un gradiente de tensión.13

Todas estas tendencias mostradas por los sistemas se pueden corroborar mediante el cálculo del trabajo de adhesión (W SW) de los fluidos sobre la superficie de sílice, a través de la ecuación de Dupré.46 El trabajo de adhesión es definido como el trabajo necesario para separar una unidad de área de dos fases distintas,13 en nuestro caso la superficie de sílice envejecida y los fluidos crudo/agua de formación de cada campo en estudio. Este cálculo se realizó haciendo la aproximación a una superficie ideal, pues dicha expresión se deduce a partir de la ecuación de Young. Los resultados obtenidos son expresados en las tablas 24, 25, 26 y 27.

γwo (14)

donde W SW es el trabajo de adhesión sólido/agua de formación (mN/m), γγγγwo es la tensión interfacial crudo/agua de formación (mN/m) y θθθθ es el ángulo de contacto con respecto a la fase acuosa. Las tensiones interfaciales crudo/agua para cada campo en estudio se determinaron a través del método de gota giratoria, los resultados son expresados en la tabla 47 y en los gráficos 32 y 33. Hernández y col 47 reportaron una tensión interfacial crudo/agua de formación de 24,9 mN/m para un crudo liviano del campo La Salina en Maracaibo. Al comparar esta tensión interfacial con las obtenidas para los crudos extrapesados de Petrocedeño y Cabrutica (1,4 y 1,8 mN/m), observamos como la composición del crudo afecta notablemente las propiedades interfaciales del sistema. La gran disminución de la

γwo se atribuye al alto contenido asfáltenos y compuestos polares presentes en los crudos de Petrocedeño y Cabrutica, en comparación al 2% de asfáltenos contenido en el crudo de La Salina.47

Precisamente estos compuestos polares presente en el crudo son los principales responsables de alterar la tensiones interfaciales sólido-fluidos y por ende generar condiciones de mojabilidad al aceite sobre la superficie del sólido.

Cuando comparamos los trabajos de adhesión calculados para los sistemas que incluyen o no alcohol en la formulación, observamos en general que para todos los sistemas estudiados el W SW es superior para los casos en los que está presente el alcohol (ver tablas 24 -27). Mayores W SW

implican mayor adhesión o estabilidad de la película de agua sobre la superficie de sílice, obteniéndose mayores condiciones de mojabilidad al agua. Esto corrobora que la presencia de alcohol disminuye la repulsión estérica entre las cabezas del surfactante, permitiéndose mayores adsorciones del tensoactivo sobre la superficie.

El estudio de los dos surfactantes en cada agua de producción, arroja que los mayores trabajos de adhesión se obtienen para el surfactante IT-03. Como era de esperarse a mayor polaridad del surfactante mayores serán las interacciones bipolares entre la parte polar del tensoactivo y las moléculas de agua, lográndose una mayor estabilidad en la película de agua generada (figura 37).

En las tablas 24, 25, 26 y 27 se puede apreciar que para un tiempo de contacto de 24 horas entre el sistema y la formulación, los mayores W SW se obtienen para altas concentraciones de surfactante y de alcohol (5000 y 2500 ppm); mientras que para una concentración de 700 ppm la mayor adhesión o estabilidad de la película de agua, se da en un período de tiempo de 72 horas. De acuerdo con esto

63

la estabilidad de la película de agua va a ser proporcional a la concentración del surfactante, y al tiempo de contacto entre la formulación y el sistema en estudio.

Tabla 24. Trabajos de adhesión para el sistema IT-02 en APP.

IT-02 sin alcohol

Concentración (ppm)

Tiempo de contacto (hrs)

0 24 48 72

θθθθΑ Α Α Α prom W SW θθθθΑ Α Α Α prom W SW θθθθΑ Α Α Α prom W SW θθθθΑ Α Α Α prom W SW

60 145 0,25 129 0,52 103 1,09 105 1,04

700 142 0,30 139 0,34 103 1,09 86 1,50

2500 143 0,28 104 1,06 85 1,52 78 1,69

5000 146 0,24 97 1,23 78 1,69 58 2,14

IT-02 + Alcohol (1:1)



0 24 48 72


60-60 139 0,34 136 0,39 136 0,39 135 0,41

700-700 144 0,27 83 1,57 77 1,71 65 1,99

2500-2500 143 0,28 74 1,79 56 2,18 46 2,37

5000-5000 144 0,27 55 2,20 59 2,12 44 2,41

Tabla 25. Trabajos de adhesión para el sistema IT-03 en APP.

IT-03 sin alcohol



0 24 48 72


60 152 0,16 138 0,36 100 1,16 96 1,25

700 145 0,25 111 0,90 92 1,35 85 1,52

2500 151 0,18 132 0,46 95 1,28 94 1,30

5000 153 0,15 103 1,09 71 1,86 65 1,99




0 24 48 72


60-60 145 0,25 134 0,43 129 0,52 104 1,06

700-700 144 0,27 67 1,95 55 2,20 51 2,28

2500-2500 144 0,27 45 2,39 45 2,39 30 2,61

5000-5000 147 0,23 66 1,97 55 2,20 43 2,42

64

Tabla 26. Trabajos de adhesión para el sistema IT-02 en APC.

IT-02 sin alcohol



0 24 48 72

θθθθΑΑΑΑ prom W SW θθθθΑΑΑΑ prom W SW θθθθΑΑΑΑ prom W SW θθθθΑΑΑΑ prom W SW

60 145 0,33 137 0,48 113 1,10 113 1,10

700 142 0,38 133 0,57 84 1,99 76 2,24

2500 144 0,34 138 0,46 65 2,56 55 2,83

5000 147 0,29 75 2,27 56 2,81 42 3,14




0 24 48 72

θθθθΑΑΑΑ prom W SW θθθθΑΑΑΑ prom W SW θθθθΑΑΑΑ prom W SW θθθθΑΑΑΑ prom W SW

60-60 145 0,33 133 0,57 108 1,24 109 1,21

700-700 149 0,26 139 0,44 54 2,86 45 3,07

2500-2500 145 0,33 41 3,16 42 3,14 28 3,39

5000-5000 146 0,31 57 2,78 45 3,07 32 3,33

Tabla 27. Trabajos de adhesión para el sistema IT-03 en APC.

IT-03 sin alcohol



0 24 48 72


60 145 0,33 135 0,53 106 1,30 94 1,67

700 149 0,26 136 0,51 117 0,98 107 1,27

2500 153 0,20 144 0,34 135 0,53 114 1,07

5000 154 0,18 130 0,64 128 0,69 70 2,42




0 24 48 72


60-60 139 0,44 135 0,53 121 0,87 62 2,65

700-700 147 0,29 93 1,71 58 2,75 43 3,12

2500-2500 155 0,17 77 2,20 62 2,65 29 3,37

5000-5000 157 0,14 64 2,59 52 2,91 54 2,86

65

4.4. Pruebas de permeabilidad en retorno

Las pruebas de permeabilidad en retorno consistieron en realizar un ensayo a condiciones de presión y temperatura de yacimiento, para estudiar la interacción entre fluido químico y el medio poroso, y de esta manera predecir si el fluido causa o no algún daño a la formación. Para ello, se analizaron las variaciones de la tasa de producción y de permeabilidad en el núcleo, luego del proceso de inyección de surfactante/alcohol en agua de producción o en agua tratada (salinidad e inhibidor de arcillas). Los resultados obtenidos en ambas pruebas son representados en los gráficos 25-27 y en la tabla 50.

La caracterización de los crudos y núcleos empleados durante el ensayo se presentan en las tablas 48 y 49.

En la tabla 28 se puede apreciar que luego del proceso de envejecimiento en crudo de Cabrutica, el núcleo A presentó un índice de Amott de -0,703 y el núcleo B de -0,798. Si comparamos estos resultados con los índices de Amott-Harvey reportados en la literatura (tabla 29), podemos apreciar que ambos núcleos presentan un estado de mojabilidad fuerte al crudo luego del proceso de envejecimiento. Los resultados concuerdan con los estudios de mojabilidad reportados por Pedroza y col 32, para 103 muestras de núcleos luego del proceso de envejecimiento con crudos de yacimientos venezolanos; en los cuales obtuvieron condiciones de mojabilidad fuerte al aceite para crudos con porcentajes de asfáltenos superiores al 4,6%. De acuerdo con esto, las condiciones de mojabilidad al aceite presentada por los núcleos A y B se debe a las altas concentraciones de asfáltenos presentes en los crudos estudiados (ver tabla 48), como resultado de la fuerte interacción electrostática entre los compuestos básicos presentes en la molécula del asfálteno y la superficie de la arenisca cargada negativamente (ver figura 36).

Tabla 28. Índices de Amott-Harvey determinados a los núcleos A, B y C luego del proceso de envejecimiento.

Núcleo Гw Гo Г

A 0,005 0,708 -0,703

B 0,006 0,804 -0,798

C* 0,051 0,417 -0,366

*Núcleo empleado en la prueba de permeabilidades relativas.

Tabla 29. Relación entre el valor del índice de Amott-Harvey y la mojabilidad de un medio poroso. 22

Intervalo Mojabilidad

+0,3 ≤ Γ ≤ +1 Hidrófila

-0,3 ≤ Γ ≤ +0,3 Neutra

-1 ≤ Γ ≤ -0,3 Oleófila

En el gráfico 25 podemos observar la curva de permeabilidad en retorno para el surfactante IT-02/alcohol formulados en agua tratada. El término de agua tratada se refiere a un agua se uso común (agua de grifo) con la correspondiente salinidad del yacimiento y la presencia de inhibidor arcilla. Al analizar el comportamiento de la curva de permeabilidad en retorno, observamos que luego del proceso de inyección del fluido y trascurridas 24 horas de contacto núcleo-formulación se obtiene un incremento en la permeabilidad de 294 a 392 md, es decir, hay una ganancia de 98 md en comparación a la permeabilidad absoluta al aceite presentada por el núcleo. Este incremento en la

66

permeabilidad se debe a la disminución de la fuerzas de fricción en el radio de drenaje del núcleo, como resultado de la condición de mojabilidad al agua originada por la interacción hidrófoba entre el surfactante añadido al sistema y los surfactantes naturales del crudo adsorbidos en la superficie de los granos que conforman el núcleo.

Gráfico 25. Prueba de daño a la formación para el IT-02 en agua tratada (núcleo B).

La curva de permeabilidad en retorno para el surfactante IT-03/alcohol formulado en agua de producción de Cabrutica, presenta una mayor ganancia en la permeabilidad del sistema y por ende una mayor tasa de producción, luego de transcurridas 24 horas de contacto entre la formulación y el núcleo. En el gráfico 26 podemos apreciar que se obtuvo un incremento de permeabilidad de 294 md (KO base) a 448 md, todo esto como resultado de la alteración de la mojabilidad en la cara productora del núcleo, inducida por la inyección del IT-03/alcohol en agua de producción de Cabrutica.

Gráfico 26. Prueba de daño a la formación para el IT-03 en agua de producción de Cabrutica (núcleo A).

Al realizar una comparación entre las curvas de permeabilidad en retorno para los dos sistemas estudiados (gráfico 27), obtenemos que el surfactante IT-03/alcohol formulado en APC genera una mayor alteración de la mojabilidad al crudo presentada por los núcleos envejecidos. Esta tendencia concuerda con los resultados obtenidos en las pruebas fuera del medio poroso o determinaciones de ángulo de contacto. Desde el punto de vista químico, la mayor efeciencia mostrada por el sistema IT-03/alcohol en APC sobre la permeabilidad de núcleo, puede atribuirse a los siguiente factores:

67

• Fluido base de inyeccón. Con estas pruebas queda demostrado que las propiedades fìsicoquímicas presentadas por el agua de producción, favorecen su utilización como fluido base de inyeción de surfactantes en proceso de estimulación y RMP. Propiedades como pH básico, salinidad y bajas tensiones superficiales, permiten que este fluido genere un mayor impacto sobre el equilibrio de tensiones interfaciales roca-fluidos y crudo-agua, generándose por ende una mayor alteración en las propiedades de mojabilidad del sistema.

• Estructura del surfactante. En el gráfico 27 podemos apreciar que se necesitan inyectar al menos 1,6 Vp de crudo para retornar a la permeabilidad original del núcleo (KO) cuando se empleó el surfactante IT-03 en APC, en comparación al 1,1 Vp de crudo inyectado cuando se estudió el sistema IT-02 en agua tratada. Esto implica mayor estabilidad de la película de agua para el sistema que incluye el surfactante IT-03. Como resultado a mayor grupo polar del surfactante, mayores son las fuerzas atractivas bipolares con las moléculas de agua, obteniéndose por ende mayores alteraciones en la mojabilidad el núcleo.

Gráfico 27. Comparación entre los fluidos base de inyección, agua tratada y agua de producción.

4.5. Prueba de permeabilidades relativas

El objetivo de las pruebas de permeabilidades relativas, fue estudiar el fenómeno de alteración de la mojabilidad de núcleos envejecidos en crudos extrapesados, luego de inyectado el sistema IT-03/alcohol formulado en agua de producción de Cabrutica. Los resultados obtenidos durante el ensayo son expresados en los gráficos 28, 29, 30 y 31.

La curva de permeabilidad relativa al agua de formación (K rw) representada en el gráfico 28, indica condiciones de mojabilidad al crudo, en concordancia a las reglas de Craig’s 23 empleadas para la interpretación de la mojabilidad en medios porosos (tabla 7). Las características presentadas por el núcleo antes y después del proceso de inyección con agua de formación (Swi < 15 % y un punto final de la permeabilidad relativa al agua entre 30 % y 50 % a Sor), confirma que el núcleo presentó un estado de mojabilidad al crudo luego de proceso de RMP con agua de formación. Sin embargo, al analizar la curva de permeabilidad relativa al IT-03/alcohol (K rfq), se aprecia que las reglas de Craig´s no predicen un estado de mojabilidad al agua luego del proceso de inyección con la formulación; a pesar de que en el gráfico 28 se evidencia un incremento considerable en la recuperación crudo. Estas contradicciones presentadas entre los criterios de Craig´s y la curva de K rfq , se atribuyen principalmente al mecanismo de empuje o desplazamiento tipo pistón en el cual se basan dichas

68

reglas. El mecanismo de RMP planteado en el presente trabajo de investigación no es un mecanismo de empuje tipo pistón, sino un proceso de imbibición y drenaje, en el cual la formulación es imbibida dentro núcleo creando condiciones hidrofílicas sobre el sistema, permitiendo el libre drenaje de crudo hacia el pozo productor.

Gráfico 28. Permeabilidades relativas al crudo, al IT-03/alcohol y al agua de formación.

Debido a las limitaciones presentadas por las reglas de Craig’s, en la mayoría de los casos se emplea el cociente de las permeabilidades relativas, para interpretar la mojabilidad de un medio poroso. Investigadores como Ayirala 5, reportan que desplazamientos hacia la derecha con respecto a la relación K rw / K ro implican alteraciones en la mojabilidad del sistema, donde mayores desplazamientos se traducen en condiciones fuertes de mojabilidad al agua. Este comportamiento descrito por Ayirala se logra apreciar en el grafico 29, donde la relación K rfq / K ro se desplazó gradualmente hacia la derecha con respecto a la relación K rw / K ro, lográndose en consecuencia una alteración de la mojabilidad inicial al aceite presentada por el núcleo C (tabla 28).

Gráfico 29. Razón de permeabilidades relativas crudo-agua de formación y crudo – IT-03/alcohol.

69

Esta condición hidrofílica generada sobre el núcleo, favorable al desplazamiento de crudo, conllevó a un aumento en la recuperación de petróleo en el medio poroso (ver gráfico 30). Luego del proceso de inyección del fluido IT-03/alcohol en APC, se obtuvo un incremento significativo en el recobro del 30,7 % (con agua de formación) al 54,7 % (con IT-03/alcohol).

Gráfico 30. Efecto del IT-03/alcohol en la recuperación de crudo.

Las tendencias observadas en los gráficos 28, 29 y 30, son corroboradas mediante los estudios de caída de presión realizados a la formulación en estudio. En el gráfico 31 se puede apreciar como la presión incremento considerablemente durante el proceso de inyección con agua de formación, en comparación a los bajos deferenciales de presión obtenidos, durante los estudios de permeabilidad relativa al IT-03/alcohol en APC. Altos diferenciales de presión implican condiciones adversas al desplazamiento de crudo en el medio poroso (mojabilidad al aceite); mientras que los bajos diferenciales de presión presentados por el IT-03/alcohol, demuestran fuertes alteraciones en la mojabilidad al aceite presentada por el núcleo C, obteniéndose como resultado un incremento del índice de recobro en el núcleo tratado.

Gráfico 31. Efecto del IT-03/alcohol formulado en APC sobre las caídas de presión.

70

Capitulo V

5. Conclusiones y recomendaciones

5.1. Conclusiones

� Se determinó que las propiedades fisicoquímicas presentadas por el agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño, favorecen su utilización en procesos de estimulación y RMP, obteniéndose que no existe otro fluido que genere tal impacto sobre el equilibrio de tensiones interfaciales roca – fluido, fluido – fluido y por ende en las propiedades de mojabilidad del sistema.

� Se comprobó mediante estudios de fuerza iónica realizados al agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño, la presencia de surfactantes iónicos procedentes del crudo (posiblemente aniónicos), causantes de las bajas tensiones superficiales en estos fluidos.

� Se determinó que a nivel de campo el agua de producción podrá ser analizada semicuantitativamente, mediante simple medidas de pH, conductividad, STD y tensión superficial.

� Se caracterizaron los surfactantes IT-02 e IT-03 en agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño, obteniéndose las tensiones superficiales más bajas y las mayores eficacias para el surfactante IT-03.

� Se obtuvo que la variación del ángulo de contacto en sistemas sílice/crudo/agua de formación, es totalmente dependiente de la concentración de surfactante/alcohol y del tiempo de contacto entre el sistema trifásico y la formulación en estudio, en donde las mayores condiciones de mojabilidad al agua, se obtuvieron para el surfactante IT-03/alcohol formulado en ambas aguas de producción.

� Se comprobó mediante pruebas de permeabilidad en retorno, la factibilidad de emplear del agua de producción como fluido base de inyección de surfactantes en procesos de estimulación, lográndose considerables incrementos en la tasa de productividad y permeabilidad del núcleo.

� Se obtuvo una recobro del POES (petróleo original en sitio) del 54,7 % cuando se empleó la formulación IT-03/alcohol en agua producción de Cabrutica, basándonos en el mecanismo de alteración de la mojabilidad como método de recuperación mejorada de petróleo.

� Se determinó como formulación óptima para procesos de estimulación, al surfactante IT-03/alcohol en una concentración de 5000 – 5000 ppm (surfactante: alcohol), la cual fue corroborada mediante pruebas fuera y dentro del medio poroso.

� Se obtuvo como formulación óptima para procesos de RMP, al surfactante IT-03/alcohol en una concentración de 700 – 700 ppm (surfactante: alcohol), validada mediante estudios de ángulo de contacto.

� En principio la formulación desarrollada en el presente estudio podría usarse con algunas variantes, en otros yacimientos de crudos pesados y extrapesados de la FPO.

71

5.2. Recomendaciones

� El éxito del presente trabajo de investigación depende exclusivamente de las óptimas propiedades presentadas por el agua de producción, por lo que a nivel de campo se recomienda emplear un método de carácter físico (sedimentación y filtración) que permita eliminar el alto contenido de sólidos suspendidos en el agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño (ver gráfico 3 y 7). No se recomienda el uso de membranas de intercambio iónico ni clarificantes, ya que estos modificaran las propiedades fisicoquímicas presentadas por el agua de producción.

� Se recomienda desarrollar un método cromatográfico que permita determinar la presencia de carboxilatos en el agua de producción de Cabrutica y Petrocedeño, los cuales provienen de las fracciones ácidas del crudo y actúan como surfactantes aniónicos a pH básico.

� Debido a que el mecanismo de alteración de la mojabilidad planteado en el presente trabajo se basa en las interacciones hidrofóbicas, se recomienda el estudio de otros surfactantes noiónicos de mayor hidrofobicidad o mayor grupo apolar, que permita una interacción lipofílica de mayor energía, lográndose por ende mayor estabilidad en la condición de mojabilidad al agua creada sobre la superficie.

� A pesar de la gran similitud presentada por los estudios de ángulo de contacto en sistemas de Petrocedeño y Cabrutica, se recomienda la realización de pruebas de permeabilidad en retorno y permeabilidades relativas para el campo Petrocedeño, que certifiquen y validen la formulación en dicho campo.

72

Capitulo VI

6.1. Apéndices

Apéndice A

Tabla 30. Caracterización aniónica y catiónica del agua de producción de Petrocedeño.

Analito (ppm) Enero Febrero Marzo Abril Marcos y col 2

PO4 -3 < 5 < 5 < 5 < 5 -

Cl- 2983 1652 2627 3636 2457

SO4 -2 8,04 5,50 24,60 9,91 16

NO3 - < 5 < 5 < 5 < 5 -

CO3 -2 26 88 < 10 < 10 -

HCO3 - 2352 2376 2523 2519 2920

Br - 10,40 8,65 10,60 10,80 -

F- < 5 < 5 < 5 < 5 -

Mg 34 33 29 28 46

Ca 19 43 22 23 52

Ba 1,41 1,92 1,38 1,32 -

Sr 3,59 3,36 2,16 1,97 -

Fe < 1 < 1 < 1 < 1 -

Cd < 1 < 1 < 1 < 1 -

Ag < 1 < 1 < 1 < 1 -

Na 2828 3616 2552 2449 2449

K 74 58 72 79 -

Si 10,10 11,70 11,00 9,03 -

73

Tabla 31. Conductividad, pH, alcalinidad y otras propiedades determinadas al APP.

Mes de análisis

pH C (µS/cm)

At (ppm)

S D (ppm)

S S (ppm)

S T (ppm)

Dt (ppm)

TS (mN/m)

Enero 7,63 10660 1992 6928 137 7065 187,46 43,537

Febrero 7,82 10757 2168 7068 2782 9850 243,27 45,876

Marzo 7,71 10543 2068 6840 71 6911 174,36 46,129

Abril 9,58 10602 2065 6898 184 7082 172,74 44,386

Tabla 32. Análisis de fuerza iónica realizado al agua de producción de Petrocedeño.

Mes de Análisis

µ

(análisis elemental)

µ

(conductividad)

µ

(TDS)

Enero 0,132 0,171 0,173

Febrero 0,134 0,172 0,177

Marzo 0,121 0,169 0,171

Abril 0,133 0,170 0,172

*Análisis iónico elemental realizado por cromatografía iónica e ICP.

74

Tabla 33. Caracterización aniónica y catiónica del agua de producción de Cabrutica.

Aniones (ppm) Enero Febrero Marzo Abril INTEVEP * INTEVEP *

PO4 -3 < 5 < 5 < 5 < 5 - -

Cl- 5112 2958 4551 4618 1689 1090

SO4 -2 < 5 8,90 10,80 9,87 0 6,87

NO3 - 13,20 < 5 < 5 < 5 - -

CO3 -2 17 < 10 < 10 < 10 - -

HCO3 - 2775 2989 2893 2966 2736 3146

Br - 17,60 16,10 20,70 19,80 - -

F- < 5 < 5 < 5 < 5 - -

Mg 14,00 15,00 10,30 17,00 14,8 15

Ca 9,70 8,06 5,91 7,34 31,8 20

Ba 1,30 1,21 < 1 < 1 - -

Sr 1,85 2,21 1,01 1,40 - -

Fe < 1 < 1 < 1 < 1 - -

Cd < 1 < 1 < 1 < 1 - -

Ag < 1 < 1 < 1 < 1 - -

Na 4569 7369 4232 3985 2028 1858

K 80 67 83 100 49,7 63

Si 14,00 13,20 10,70 8,86 - 9,80

*Análisis previamente realizados al agua de formación de Cabrutica, solicitados por el laboratorio de crudo pesados-métodos IOR de INTEVEP.

75

Tabla 34. Conductividad, pH, alcalinidad y otras propiedades determinadas al APC.

Mes de

análisis pH

C

(µS/cm)

At

(ppm)

S D

(ppm)

S S

(ppm)

S T

(ppm)

D t

(ppm)

TS

(mN/m)

Enero 9,44 16170 2316 10141 516 10657 81,87 45,19

Febrero 8,27 16270 2450 10512 722 11234 81,89 42,367

Marzo 8,19 16343 2371 10980 669 11649 57,17 42,095

Abril 9,22 16457 2432 11083 505 11588 88,33 43,801

Tabla 35. Análisis de fuerza iónica realizado al agua de producción de Cabrutica.

Mes de Análisis

µ

(análisis elemental)*

µ

(conductividad)

µ

(TDS)

Enero 0,202 0,259 0,254

Febrero 0,233 0,260 0,263

Marzo 0,186 0,261 0,275

Abril 0,182 0,263 0,277

*Análisis iónico elemental realizado por cromatografía iónica e ICP.

76

Apéndice B

Tabla 36. Valores de tensión superficial vs la concentración de los surfactantes IT-02 e IT-03 en APP.

IT-02 IT-03 Con. (ppm) Log (con) TS (mN/m) Con. (ppm) Log (con) TS (mN/m)

Blanco - 43,537 ± 0,006 Blanco - 46,129 ± 0,004

1 0 41,833 ± 0,006 1 0 45,987 ± 0,007

4 0,602 39,704 ± 0,005 5 0,699 43,233 ± 0,005

8 0,903 38,500 ± 0,004 10 1,000 41,322 ± 0,005

15 1,176 36,325 ± 0,001 20 1,301 40,007 ± 0,009

20 1,301 35,810 ± 0,006 30 1,477 39,018 ± 0,006

30 1,477 35,453 ± 0,006 40 1,602 37,847 ± 0,005

40 1,602 34,986 ± 0,008 60 1,778 35,971 ± 0,006

60 1,778 36,306 ± 0,007 100 2,000 36,779 ± 0,004

80 1,903 36,435 ± 0,004 300 2,477 37,954 ± 0,003

100 2,000 36,715 ± 0,006 700 2,845 38,211 ± 0,007

200 2,301 37,107 ± 0,007 1500 3,176 39,087 ± 0,003

2500 3,398 37,361 ± 0,004 2500 3,398 38,954 ± 0,005

5000 3,699 37,257 ± 0,006 5000 3,699 39,023 ± 0,005

- - - 10000 4,000 39,138 ± 0,004

77

Tabla 37. Valores de tensión superficial vs la concentración de los surfactantes IT-02 e IT-03 en APC.

IT-02 IT-03

Con. (ppm) Log (con) TS (mN/m) Con. (ppm) Log (con) TS (mN/m)

Blanco - 45,190 ± 0,003 Blanco - 42,367 ± 0,006

1 0 43,556 ± 0,005 5 0,699 41,141 ± 0,004

5 0,699 40,470 ± 0,006 10 1,000 40,024 ± 0,004

10 1,000 38,574 ± 0,004 20 1,301 38,307 ± 0,007

20 1,301 37,781 ± 0,005 30 1,473 36,947 ± 0,003

30 1,473 37,092 ± 0,004 40 1,602 36,227 ± 0,008

40 1,602 36,359 ± 0,006 60 1,778 36,224 ± 0,005

60 1,778 36,128 ± 0,007 80 1,903 37,016 ± 0,006

80 1,903 36,941 ± 0,003 100 2,000 36,845 ± 0,007

100 2,000 36,512 ± 0,004 300 2,477 37,046 ± 0,004

300 2,477 38,030 ± 0,008 700 2,845 37,285 ± 0,006

700 2,845 38,057 ± 0,006 1500 3,176 37,127 ± 0,006

1500 3,176 37,907 ± 0,004 2500 3,398 37,189 ± 0,007

2500 3,398 38,044 ± 0,003 5000 3,699 37,256 ± 0,005

5000 3,699 37,897 ± 0,005 10000 4,000 37,180 ± 0,004

10000 4,000 38,044 ± 0,006 - - -

78

Tabla 38 . Valores de tensión superficial vs la concentración del IT-03 más alcohol en APP y en APC.

APP APC

Con. Surf - Alcohol Relación

1:1 (ppm)

Log (con) TS (mN/m)

Con. Surf - Alcohol Relación

1:1 (ppm)

Log (con) TS (mN/m)

Blanco - 45,876 ± 0,005 Blanco - 42,367 ± 0,008

5 0,699 44,393 ± 0,004 5 0,699 40,534 ± 0,005

10 1 42,405 ± 0,007 10 1 38,530 ± 0,004

20 1,301 39,347 ± 0,008 20 1,301 37,066 ± 0,006

30 1,477 36,974 ± 0,006 30 1,477 35,893 ± 0,003

40 1,602 36,329 ± 0,006 40 1,602 35,199 ± 0,008

50 1,699 35,494 ± 0,005 50 1,699 35,079 ± 0,006

60 1,778 35,541 ± 0,003 60 1,778 35,154 ± 0,004

80 1,903 36,518 ± 0,005 80 1,903 35,475 ± 0,003

700 2,845 37,436 ± 0,006 700 2,845 37,212 ± 0,008

1250 3,097 37,778 ± 0,008 1250 3,097 37,295 ± 0,006

2500 3,398 38,019 ± 0,006 2500 3,398 37,065 ± 0,005

5000 3,699 37,930± 0,005 5000 3,699 37,353 ± 0,006

79

Apéndice C

Tabla 39. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-02 en APP.

Ángulos iníciales 24 horas en contacto 48 horas en contacto 72 horas en contacto

Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

60 1,2,3 145 2 145 2 129 4 128 4 103 3 106 2 105 2 104 2

700 4,5,6 142 2 143 1 139 1 143 4 103 3 104 2 86 3 85 2

2500 7,8,9 143 1 143 1 104 2 103 2 85 1 85 2 78 1 79 5

5000 10,11,12 146 2 146 0 97 1 98 4 78 2 79 2 58 2 57 2

Tabla 40. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-02 más alcohol (relación 1:1) en APP.


Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

60 13,14,15 139 2 139 1 136 2 137 3 136 2 136 2 135 2 132 2

700 16,17,18 144 3 145 1 83 2 85 1 77 2 77 1 65 2 67 2

2500 19,20,21 143 3 146 3 74 2 74 3 56 2 56 2 46 2 47 4

5000 22,23,24 144 2 147 3 55 4 55 4 59 3 58 3 44 2 44 2

Tabla 41. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-03 en APP.


Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

80 1,2,3 152 2 152 3 138 1 141 2 100 2 100 1 96 3 95 2

700 4,5,6 145 1 141 2 111 3 111 4 92 3 93 2 85 2 86 2

2500 7,8,9 151 2 153 2 132 3 134 4 95 3 94 3 94 2 95 2

5000 10,11,12 153 2 153 2 103 3 107 4 71 3 72 3 65 2 65 2

Tabla 42. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-03 más alcohol (relación 1:1) en APP.

Ángulos iniciales 24 horas en contacto 48 horas en contacto 72 horas en contacto

Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

80 13,14,15 145 2 145 3 134 3 128 5 129 2 127 5 104 3 104 2

700 16,17,18 144 2 144 3 67 1 68 1 55 2 55 1 51 1 51 1

2500 19,20,21 144 3 144 3 45 3 46 3 45 3 45 2 30 2 30 2

5000 22,23,24 147 3 148 3 66 3 66 4 55 2 55 2 43 2 43 2

80

Tabla 43. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-02 en APC.


Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

60 1,2,3 145 3 145 1 137 2 140 4 113 3 113 2 113 4 111 6

700 4,5,6 142 2 142 2 133 2 132 3 84 3 86 1 76 3 75 3

2500 7,8,9 144 2 144 2 138 2 136 1 65 2 65 3 55 2 55 3

5000 10,11,12 147 2 146 3 75 3 77 2 56 3 57 3 42 2 42 2

Tabla 44. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-02 más alcohol (relación 1:1) en APC.


Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

60 13,14,15 145 2 144 1 133 2 133 2 108 2 108 6 109 4 106 2

700 16,17,18 149 3 150 4 139 3 145 3 54 3 54 2 45 2 45 2

2500 19,20,21 145 2 145 2 41 1 41 1 42 1 42 0 28 1 28 1

5000 22,23,24 146 2 147 2 57 2 57 1 45 2 45 2 32 2 32 2

Tabla 45. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-03 en APC.


Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

60 1,2,3 145 2 145 3 135 1 141 6 106 5 106 3 94 3 91 3

700 4,5,6 149 2 149 2 136 3 136 1 117 4 118 2 107 3 101 5

2500 7,8,9 153 3 154 4 144 3 144 4 135 2 134 4 114 4 121 7

5000 10,11,12 154 2 158 4 130 3 128 2 128 2 120 6 70 3 69 4

Tabla 46. Ángulos de contacto obtenidos para el surfactante IT-03 más alcohol (relación 1:1) en APC.


Con. (ppm)

# placas θA

prom

D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

θA

prom D.S. (º)

θR

prom D.S. (º)

60 13,14,15 139 4 139 4 135 4 130 5 121 4 117 4 62 4 62 5

700 16,17,18 147 3 147 3 93 1 94 1 58 1 59 1 43 1 43 1

2500 19,20,21 155 3 155 3 77 2 77 2 62 1 61 0 29 1 29 1

5000 22,23,24 157 2 157 2 64 3 63 4 52 1 53 1 54 1 53 1

81

Tabla 47. Tensiones interfaciales crudo-agua de formación para los campos Cabrutica y Petrocedeño.

Petrocedeño Cabrutica

Fase ρ (g/mL) γwo (mN/m)

D.S. (mN/m) ρ (g/mL) γwo

(mN/m) D.S.

(mN/m)

Crudo 0,9862 1,4 0,4

0,9866 1,8 0,2 Agua de

Formación 0,9989 0,9924

Gráfico 32. Tensión interfacial crudo-agua de formación para el campo Petrocedeño.

Gráfico 33. Tensión interfacial crudo-agua de formación para el campo Cabrutica.

82

Apéndice D

Tabla 48. Análisis SARA y °API de los crudos empleados en las pruebas de desplazamiento.

Campo % Saturados % Aromáticos % Resinas % Asfáltenos °API

Cabrutica 16,84 38,32 34,36 10,48 9,00

Petrocedeño 16,37 37,98 35,64 10,01 9,08

Tabla 49. Caracterización de los núcleos empleados en las pruebas de permeabilidad en retorno y permeabilidades relativas.

Núcleo Peso total (g)

Long. (cm)

Diam. (cm)

Vp (mL) Φ (%) Permeabilidad al aire (md)

A* 86,603 4,875 3,596 18,07 37,1 2918

B* 84,452 4,841 3,571 17,84 37,4 3556

C** 96,420 5,143 3,706 19,91 36,6 2971

*Núcleos para pruebas de permeabilidad en retorno

** Núcleo para prueba de permeabilidades relativas.

83

Tabla 50. Pruebas de permeabilidad en retorno para el IT-02 en agua tratada y el IT-03 en APC.

IT-02 en agua tratada (núcleo B) IT-03 en APC (núcleo A)

Vol. Acumulado de crudo (mL)

Permeabilidad al crudo (md)

Vol. Acumulado de crudo (mL)

Permeabilidad al crudo (md)

0 294* 0 294*

0,11 298 0,19 448

0,62 305 0,35 436

1,41 372 1,14 405

2,26 392 2,3 369

3,29 360 3,38 344

4,59 334 4,93 334

6 337 6,48 331

7,59 338 9,68 322

9,27 336 12,45 318

10,89 330 15,6 316

12,65 326 16,5 311

14,44 309 19,5 314

16,43 304 22,39 306

18,44 300 25,36 307

20,46 300 28,13 304

*KO: permeabilidad absoluta al crudo (núcleo A y B)

84

Apéndice E

Tabla 51. Datos obtenidos en la determinación de la permeabilidad relativa al agua de formación (K rw) y al crudo (K ro).

Saturación Fraccional K rw K ro

0,095 0,0 1,000

0,125 0,000 0,960

0,169 0,001 0,917

0,192 0,001 0,830

0,222 0,002 0,692

0,240 0,003 0,590

0,268 0,003 0,392

0,287 0,004 0,275

0,316 0,005 0,137

0,341 0,006 0,057

0,361 0,007 0,017

0,373 0,008 -

Tabla 52. Datos obtenidos en la determinación de la permeabilidad relativa a la formulación química (K rfq) y al crudo (K ro).

Saturación Fraccional

K rfq K ro

0,095 - 1,000

0,147 0,0001 0,934

0,171 0,0003 0,907

0,195 0,0004 0,876

0,220 0,0006 0,830

0,252 0,0010 0,776

0,270 0,0013 0,745

0,290 0,0016 0,702

0,300 0,0018 0,683

0,330 0,0021 0,599

0,399 0,0029 0,423

0,498 0,0034 0,140

0,548 0,0034 0,047

0,566 0,0034 0,023

85

Tabla 53. Datos obtenidos para curva de recobro con IT-03/alcohol en APC

Agua de Formación IT-03/alcohol (5000 - 5000) ppm

Volumen inyectado, Vp

Recobro de Petróleo


Recobro de Petróleo

0,116 0,128 0,100 0,000 0,401 0,162 0,131 0,145 0,577 0,187 0,224 0,169 0,842 0,208 0,369 0,207 1,15 0,226 0,526 0,237 1,65 0,241 0,727 0,261 3,05 0,266 1,01 0,288 5,75 0,285 1,35 0,312

11,07 0,298 1,98 0,353 16,35 0,304 3,41 0,420 21,55 0,307 6,20 0,490

- - 11,5 0,528 - - 16,8 0,541 - - 22,1 0,547

Tabla 54. Datos obtenidos para la curva de relación entre permeabilidades relativas

Agua de Formación IT-03/alcohol (5000 - 5000) ppm

Saturación de Agua, fracción

de espacio poroso

Razón de Permeabilidad Relativa Agua -

Petróleo

Saturación de Agua, fracción

de espacio poroso

Razón de Permeabilidad Relativa Agua -

Petróleo

0,125 0,0003 0,147 0,0001 0,169 0,0011 0,171 0,0003 0,192 0,0018 0,195 0,0005 0,222 0,0031 0,220 0,0008 0,240 0,0044 0,252 0,0013 0,268 0,0089 0,270 0,0017 0,287 0,015 0,300 0,0026 0,316 0,037 0,330 0,0036 0,341 0,111 0,399 0,0069 0,361 0,436 0,498 0,024

- - 0,523 0,038 - - 0,559 0,074 - - 0,584 0,148 - - 0,599 0,303

86

Tabla 55. Datos obtenidos para la curva de caída de presión

Agua de Formación IT-03/alcohol (5000 -5000) ppm


Dif Presión psi


Dif Presión psi

0,037 50,9 0,160 16,4

0,080 133 0,224 24,1

0,228 181 0,369 19,8

0,401 129 0,526 4,30

0,577 92 0,727 2,93

0,842 77,1 1,01 1,97

1,154 44,0 1,35 1,62

1,65 40,4 1,98 0,686

3,05 30,3 3,41 2,23

5,75 22,5 6,20 0,980

11,07 21,2 11,5 0,980

16,3 19,3 16,8 0,879

21,6 18,5 22,1 0,820

- - 27,4 0,800

- - 32,6 0,740

87

Capitulo VII

7.1. Referencias bibliográficas

1 SALAGER, J.L. 2005. Recuperación mejorada del petróleo . CUADERNO FIRP-S357-C. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág. 1-7.

2 Speight, J. 1990. The Chemistry and Technology of Petroleum . Chemical Industries, Cuarta Edición. California – USA. Pág. 1-50.

3 Islas Silva, C. 1991. Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petrolero s. Editado por el Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C. México D.F-México. Pág. 1-37.

4 Green, D.W., Willhite, G.P. 1998. Enhanced Oil Recovery. SPE Textbook Series Vol. 6. Richardson, Texas-USA. Pág. 1-254.

5 Subhash C. Ayirala. 2002. Surfactant-Induced Relative Permeability Modificati ons for Oil Recovery Enhancement. Tesis de Grado. Universidad del Estado de Louisiana-USA. Pág. 1-77.

6 Arnold, R., Burnett, D., Elphick, J., Feeley, T., Galbru, M., Hightower, M., Jiang, Z., Khan, M., Lavery, M., Luffey, F., Verbeek, P. 2004. Manejo de la Producción de Agua: de residuo a recur so. USA. Pág. 1-5.

7 De Viana, J. 2001. Guía para la disposición y tratamiento del agua pro ducida (guía ambiental de ARPEL N°1). Montevideo-Uruguay. Pág. 9-55.

8 Fernández, L.F. 2009. Evaluación de la reinyección del agua a la formació n Tiyuyacu del Campo Sacha . Tesis de Grado. Universidad Central de Ecuador. Quito–Ecuador. Pág. 26-44.

9 Aguinaga, S., Lucas, R. 1996. Manual de Procedimientos Analíticos para Aguas y Efluentes. Laboratorio de DINAMA-Uruguay. Pág. 7-18.

10 http://www.pdvsa.com/interface.sp/database/fichero/free/5184/723.PDF, fecha de consulta 16/05/2012.

11 http://www.pdvsa.com/interface.sp/database/fichero/free/7365/1569.PDF, fecha de consulta 16/05/2012.

12 www.authorstream.com/aSGuest57605-454002-bloque-junin, fecha de consulta 16/05/2012.

13 SALAGER, J.L. 2002. Fenómenos interfaciales en dispersiones polifásicas y en medios porosos . CUADERNO FIRP # S122-N. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág. 3-15.

14 SALAGER, J.L. 2002. Surfactantes tipos y usos . CUADERNO FIRP # S300-A. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág. 1-6.

15 SALAGER, J.L. 1992. El mundo de los Surfactantes . CUADERNO FIRP # S311-A. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág. 3-7.

16 Holmberg, K., Jónsson, B., Kronberg, B. 2002. Surfactants and Polymers in Aqueous Solution . Editorial JHON WILEY & SONS, LTD. Segunda Edición. USA. Pág. 39.66.

17 Salager, J. 1993. Surfactantes en soluciones acuosas . Cuaderno FIRP # S357-C. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela: Universidad de los Andes, 2005. Pág. 1-11.

88

18 Cuiec. L. 1987. Wettability and oil reservoirs, “North Sea Oil a nd Gas Reservoirs. The Norwegian Inst. of Tech (Graham and Trotman). Londres-Inglaterra. Pág. 193-207.

19 Anderson, W. G. J. 1986. Wettability literature survey: Part 1: rock/oil/bri ne interactions and de effects of core handling on wettability . Society of Petroleum Engineers. Vol 38. Pág. 1125-1144.

20 Wei Xu. 2005. Experimental investigation of dynamic interfacial interactions at reservoir conditions . University of Petroleum-China. Pág. 1-21.

21 Anderson, W. 1986. Wettability literature survey – part 5: Wettability Measurement. SPE 13933, JTP.

22 Serrano Saldaña, E. 2002. Tensión interfacial y mojabilidad de sistemas sólid o/salmuera/n-dodecano: estudio experimental del efecto de la fue rza iónica y de la concentración del surfactante. Tesis de Grado. Universidad Autónoma Metropolitana, México D.F-México. Pág. 1-4.

23 Craig, F.F. 1971. “The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding ” , Monograph Series, SPE. Richardson, TX-USA. Vol. 3. Pág. 12-44.

24 Anton, R. 2005. Tensión Interfacial . CUADERNO FIRP # S203 - A. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág. 1-12.

25 www.ehu.es/biomoleculas/moleculas/fuerzas.htm, fecha de consulta 30/07/2012.

26 Yildirim, H. 2006. Surface Quemistry of solid and liquid interfaces . Editorial, Blackwell Publishing Ltd. UK. Pág. 9-60.

27 Israelachvili, J. 1992. Intermolecular & Surface Forces . Editorial, Academic Press Limited. Segunda Edición. Publicado en Londres-UK y San Diego-USA. Pág. 32-105.

28 Shaw, D. 1992. Introduction to Colloid and Surface Chemistry . Editorial Butterworth Heinemann. Cuarta Edición. Oxford, Amsterdam, Boston, London, New York, Paris, San Diego, San Francisco, Singapore, Sydney, Tokyo. Pág. 64 – 96.

29 Drelich, J., Miller, J. 1994. Surface and Interfacial Tension of the Whiterocks B itumen and Its Relationship to Bitumen Release from Tar Sands Duri ng Hot Water Preocessing . V. 73, N. 9. Pág. 1504-1507.

30 Drelich, J., Fang, Ch., White, C.L. 2002. Measurement of Interfacial Tension in Fluid-Fluid Systems , Encyclopedia of Surface and Colloid Science, Marcel Dekker. Pág. 3152-3166.

31 Crocker, M.E. 1998. Wettability and Adsorption Characteristics of Crude -Oil Asphaltene and Polar Fractions, Natl. Inst. for Petroleum and Energy Research; Marchin, L.M., Natl. Inst. for Petroleum and Energy Research Journal of Petroleum Technology. Pág. 470-474.

32 M. de Pedroza, T., Rico, A., Calderon, G. 1993. Wettability Changes Due to the Deposition and Presence of Asphaltenes in Crude Oil. INTEVEP, S.A. Los Teques-Venezuela. Pág. 1-15.

33 Buckley, J. S., Bousseau, C., Liu, Y. 1995. Wetting Alteration by Brine and Crude Oil: From Contact Angles to Cores . SPE 30765. Pág. 655-666.

34 Mehdi, S., Stephen, J., Jenn-Tai, L. 2002. Mechanistic Study of Wettability Alteration Using Surfactants with Applications in Naturally Fracture d Reservoirs. Departamento de química, energía y petróleo, Universidad de Kansas-EEUU. Pág. 1-28.

89

35 Araujo, M., Manrique, P., Bellandi, F. 2011. Evaluación del comportamiento del agua de formación como medio de transporte de un sistema de surfactante noiónico para mejorar la conectividad arena pozo de crudos pesados y extrape sados. Tesis de Grado. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág.1-9.

36 Gil, I. 2011. Estudio de la factibilidad de inyección de inhibido res de corrosión en una planta de procesamiento de agua. Tesis de Grado. Universidad de Oriente, Puerto La Cruz-Venezuela. Pág. 66.

37 Skoog, D., West, D., Holler, J., Crouch, S. 2000. Química Analítica . Editorial McGraw – Hill. Séptima Edición. México. Pág. 796.

38 Marcos, J., Pardo, E., Casa, J., Delgado, D., Rondon, M., Exposito, M., Zerpa, L. 2007. Static and Dynamic Models of Formation Water in Sincor Area, O rinoco Belt, Venezuela. SPE 107378. Pág. 1-11.

39 Eaton, A., Clesceri, L., Greenberg, A. 1995. Standard methods for the examination of water and wastewater. American Public Health Association. Washington-USA. Pág. 29 – 36.

40 Becerra, N. 2005. Caracterización físico química de micelas de monoés teres de sacarosa. Tesis de Grado. Universidad de Chile. Santiago de Chile – Chile. Pág. 38 – 46.

41 ARAUJO, Y.C., ARAUJO, M. 1997. Taller de Interacción Roca /Fluido (Nivel básico ). PDVSA-Intevep. Caracas. Pág. 114-121.

42 Rao, D. N. 2003. The Concept, Characterization, Concerns and Conse quences of Contact Angles in Solid-Liquid-Liquid Systems . Contact angle, Wettability and Adhesion. Vol. 3. Pág. 191 –210.

43 Avendaño, J. 2008. Influencia del pH en la adsorción de surfactantes c atiónicos sobre diversas superficies rocosas. Trabajo especial de grado, Universidad de Los Andes. Pág. 21 y 22.

44 Ramez, N., Mohammed, B., Hisham, N. 2011. Investigation of Wettability Alteration by Low Salinity Water in Sandstone Rock. SPE 146322. UK. Pág. 1-12.

45 Manrique, P., Salazar, U., Cortes, D., Sánchez, F., Suzzarini, X. 2012. Formulation and method of use for stimulation of heavy and extraheavy oil Wel ls. Patent application publication, N°: US 2012/0152535 A1. USA. Pág. 1-5.

46 SALAGER, J.L. 1998. Adsorción, Mojabilidad . CUADERNO FIRP # S160-A. Universidad de Los Andes, Mérida-Venezuela. Pág. 11-12.

47 Hernández, C., Chacón, L., Anselmi, L. 2003. ASP system design for an offshore, application in La Salina field, Lake Maracaibo . SPE 84775. Pág. 147-148.

3.4. Determinaciones de tensión interfacial crudo-agua de ...

Documents

Transcript of 3.4. Determinaciones de tensión interfacial crudo-agua de ...