Cómo encontrar nuevos surfactantes para aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo en reservorios
de alta temperatura

Los surfactantes son fundamentales para la recuperación mejorada de petróleo, ya que su efecto sobre la superficie de la roca y la interfaz aceite-agua permite movilizar el petróleo que, de otro modo, estaría atrapado por fuerzas capilares en la matriz rocosa. Además, favorecen una adecuada emulsificación entre el agua y el petróleo crudo, lo que aumenta significativamente la eficiencia del proceso de recuperación.

Sin embargo, muchos reservorios presentan condiciones extremas que provocan la degradación química de los surfactantes típicos debido a altas temperaturas y alta salinidad. Dado que las empresas petroleras deben explorar reservorios en condiciones cada vez más exigentes, es imprescindible encontrar surfactantes adecuados. Para desarrollar y probar estos nuevos surfactantes, los investigadores necesitan realizar pruebas bajo condiciones que simulen las de los reservorios reales.

Uno de los parámetros clave para estudiar y optimizar los surfactantes es la tensión interfacial (IFT), que puede medirse con el tensiómetro de gota giratoria SVT 25, recientemente desarrollado por DataPhysics Instruments GmbH. Este equipo cuenta con capilares especiales que permiten trabajar con agua sobrecalentada hasta 130 °C.

Para ilustrar los interesantes resultados que se pueden lograr con este tipo de equipo, destacamos el trabajo más reciente de Zulkifli y su equipo en Petronas Research. Usando tensiómetros de gota giratoria con capilares diseñados para soportar altas presiones, cuantificaron los efectos del tiempo de envejecimiento en varios surfactantes a temperaturas superiores a 100 °C y salinidades de agua de mar de hasta 32,000 ppm, monitoreando el IFT a lo largo del tiempo.

Sus hallazgos mostraron que los surfactantes típicos basados en sulfatos y sulfonatos no son estables bajo estas condiciones: los surfactantes sulfatados presentan problemas de hidrólisis a altas temperaturas, mientras que los basados en sulfonatos precipitan en presencia de iones divalentes. En contraste, el uso de carboxilatos de éter alquilo (AECs), ya sea puros o mezclados con poliglucósidos alquilos (APGs), permitió encontrar un sistema que funciona bien en condiciones extremas. A 106 °C, lograron la menor IFT registrada (0.01 mN/m) utilizando una proporción 50:50 de AEC:APG con una concentración total de surfactantes de 0.1-0.2% en salmuera de salinidad marina. La estabilidad térmica de estas formulaciones se estudió durante 60 días a 106 °C, sin observar cambios significativos.

El éxito para medir bajo condiciones extremas radica en un capilar especialmente diseñado que permite un sobrecalentamiento seguro de soluciones acuosas hasta 130 °C sin ebullición.

Figure 1: Special capillary for superheated liquids

Si deseas obtener más información sobre el contenido del artículo, puedes consultar directamente la referencia literaria a continuación:

• Celda de medición para temperaturas de hasta 180 °C
• Capilar para sobrecalentamiento de sistemas acuáticos hasta 130 °C

[1] Evaluación de nuevos surfactantes para aplicaciones de recuperación mejorada de petróleo en reservorios de alta temperatura; N. N. Zulkifli, S. M. Mahmood, S. Akbari, A. Azhan, A. Manap, N. I. Kechut, K. A. Elrais; Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2019;
https://doi.org/10.1007/s13202-019-0713-y

Para más información sobre cómo medir valores ultra bajos de tensión interfacial (IFT) en condiciones de alta temperatura, contacta a DataPhysics Instruments en:
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