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Introducción
La Recuperación Mejorada de Petróleo (RMP) es aquel proceso en el que se incrementa la producción de crudo, mediante la inyección de materiales que no se encuentran en el yacimiento, o materiales que comúnmente están, pero que son inyectados a condiciones específicas, con el fin de alterar el comportamiento físico químico de los fluidos del yacimiento y de las propiedades roca-fluido.1,2 En la actualidad, se dispone de una gran variedad de técnicas o métodos de RMP, la selección y aplicación de algunas de estas dependerá de las características del yacimiento, rentabilidad de los procesos, características de los fluidos presentes en el reservorio y del esquema de explotación que se desarrolle.
Las interacciones roca-fluido son de orígenes electrostáticos, estructurales y moleculares, que ocurren a escala microscópica entre la superficie del mineral y los distintos fluidos contenidos en el espacio poroso. Son interacciones que se describen muy complejas, no sólo desde el punto de vista matemático, sino físico - químico, ya que dependen de una gran cantidad de factores tales como: presión, temperatura, composición , cantidad y distribución de fluidos presentes, mineralogía, disolución , precipitación e intercambio catiónico, entre otros.2,3,4,5
La interacción roca-fluido está asociada al daño de la formación y ocurre por la introducción de “fluidos extraños” (que no están en el yacimiento) que causan desequilibrios químicos y/o físicos en la matriz de la roca o en los fluidos contenidos en su interior, con la cual se reduce la permeabilidad de la formación.6,7
Varias son las técnicas que se utilizan en la caracterización de las interacciones roca-fluido, dentro de ellas se encuentran la mojabilidad. La mojabilidad aplicada a un yacimiento de petróleo es una medida de la afinidad de la superficie de la roca por la fase de petróleo o agua. Se considera que el movimiento de fluidos a través del reservorio, los cambios de temperatura y presión, la producción y la inyección de fluidos químicos usados para el incremento de la producción son factores que afectan la mojabilidad. (1 Uno de los métodos por los cuales se determina la mojabilidad de la roca es mediante la medición del ángulo de contacto que se forma por la interface de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca. El ángulo de contacto varía entre 0 y 180°; y se clasifica como: 0 <θ < 70 mojado al agua, 70 <θ <110 mojado neutro y de 110 <θ<180 mojado al petróleo.8
Dadas las características del crudo y las complejidades geológicas que se presentan en los yacimientos, cualquier proceso de RMP que se diseñe a escala de laboratorio o en pruebas pilotos, requiere de una especial atención en el entendimiento del comportamiento del sistema roca fluido y sus mecanismos de interacción. Tal afirmación se infiere por el hecho de la importancia que representa la determinación de la mojabilidad de las rocas que permite el conocimiento de la distribución de los fluidos, y de esta forma se evalúa, si el método de recuperación mejorada por cambio de mojabilidad es una técnica efectiva para la determinación del grado de recuperación de petróleo de un yacimiento.9,10
Se plantea por diferentes autores, que el análisis de los efluentes en cualquier proceso de RMP que se utilice, es una forma de que se corrobore la alteración de la mojabilidad que se produce por intercambio entre la roca y los fluidos que contienen y aquellos que llegan a la formación, sin que se produzcan daños, lo que permite que se haga una valoración eficiente del cambio de la mojabilidad y su relación directa en el mejoramiento de producción de petróleo.11,12
Dada la necesidad de búsqueda de alternativas para el mejoramiento de la producción de petróleo en el incremento del factor de recobro de los yacimientos, se realiza la investigación con el objetivo de evaluar propiedades de interacción roca-fluido que se presenta en un proceso de recuperación mejorada, con el que se lograron cambios significativos en la mojabilidad de la roca de mojado a petróleo a mojado en agua que de alguna forma favoreció el desplazamiento del crudo en el medio poroso.
Métodos utilizados y condiciones experimentales
Se creó un modelo físico de medio poroso, inicialmente saturado con agua y petróleo a temperatura y presión semejante a las condiciones del Yacimiento Seboruco a través del cual se realizan en diferentes etapas las pruebas de inyección en el medio poroso en el orden: crudo, agua, formulación química y finalmente agua. En cada una de las etapas de inyección y desplazamiento se recuperan fluidos que son los efluentes.3
Para la caracterización del crudo se utilizaron las normas y procedimientos siguientes: norma COVENIN 2683-90(ASTM D-4007-81) “Determinación de agua y sedimento (BSW)”, NC-ASTM-D1298:2016 “Densidad” , ASTM -D1250-08:2013 “Determinación de densidad grado API”, CI - GC/ P 20 09 “Asfalteno“, Procedimiento del Laboratorio Física de Yacimientos “Agua libre“.CI - GC/ P 20 07“ Viscosidad dinámica“. Para la determinación del comportamiento reológico del crudo, se realizó un procesamiento estadístico con el uso del programa "STATGRAPHICS" plus versión 5.1 donde se obtuvo con el empleo de una regresión no lineal, el modelo que mejor ajusta, descrito por la ley de Potencia (log t = k + n*log Dr), con un coeficiente de correlación (R2) en todos los casos mayor de 99 %.
Para la caracterización de las aguas, se utilizaron las normas siguientes:
ISO 9964-3:93 (confirmado 2019): “Determinación de sodio y potasio“, ISO 6058:84 (confirmado 2017):“Determinación de calcio y magnesio“ y potasio“, APHA 4500C Cl-:2017: “Determinación de cloruros“, ASTM D516:16 (publicado 2019) “Determinación de sulfatos“,APHA 4500F S2-:2017: “Determinación de sulfuros“, APHA 2320:2017: “Alcalinidad“, APHA 2540:2017:“Determinación de STD“,ISO10523:2008 (confirmado 2017): Determinación de pH“,APHA 2510:2017”: “Determinación de conductividad“.
La caracterización de los efluentes se realizó mediante las normas siguientes:
ISO/FDIS 10414-1:2007(E): “Determinación de Cloruro, dureza total, calcio y magnesio “, APHA 2540:2017: “Determinación de STD, ISO10523:2017: Determinación de pH “, APHA 2510:2017”: “Determinación de conductividad “.
Para la medición del ángulo de contacto, se utilizó, muestra de roca con litología de carbonato perteneciente al Yacimiento Seboruco, la que fue cortada y preparadas en varias placas con una dimensión de 3cm por 1cm. Se limpian las placas. Una vez limpia se introduce las placas en petróleo del pozo Seboruco y se mide el ángulo de contacto hasta que se mantenga constante en un tiempo de envejecimiento de 30 días con una mojabilidad de mojado al petróleo. Posteriormente se introduce cada una de las plaquitas mojado al petróleo, en la formulación química para un tiempo de 24h, 48 h, 72h y 120 h. Se extrae la plaquita de la formulación cumplido ese tiempo y se procede a medir el ángulo después del contacto con la formulación química.
Resultados y discusión
Caracterización del crudo
En un proyecto de explotación de los pozos es importante conocer las propiedades físicas químicas de los fluidos que contienen el yacimiento, uno de ellos es el petróleo.
En la tabla 1, se muestran los resultados de la caracterización realizado al crudo del pozo Seboruco, en cuanto contenido de agua y sedimento, densidad viscosidad, asfáltenos y comportamiento reológico.
La muestra de crudo Seboruco por los valores de densidad y ºAPI se clasifica
como un petróleo pesado, con alta viscosidad a condiciones de yacimiento (gradiente de velocidad a 6.31 s-1), para las temperaturas estudiadas. Los valores de asfáltenos que se reportan en la tabla son altos y típicos del yacimiento en cuestión. Los parámetros reológicos (n, K) obtenidos como resultados del ajuste del modelo indican un crudo con comportamiento no newtoniano del tipo pseudoplástico.
Caracterización de las aguas de yacimientos
El agua de los yacimientos, es otro fluido importante en conocer, en cualquier proceso de explotación de los pozos, de ahí que sea necesario caracterizarla en sus propiedades físicas químicas.
En la tabla 2, aparecen los resultados de caracterización del agua de capa tomada en un pozo de Seboruco.
El agua de capa presenta una salinidad alta, clasificándose entre agua salada a salmuera (salmueras débiles), en correspondencia a una densidad alta de 1,03 g/cm3 y un pH neutro o débilmente alcalino. Se clasifica al tipo de agua Hidrocarbonada sódica. Se considera que la muestra de agua evaluada se corresponde con las aguas típicas asociadas a los yacimientos de las formaciones carbonatadas, es decir pertenecen al acuífero asociado a la estructura petrolera.
Estudios de interacción roca- fluidos por pruebas de mojabilidad
En la tabla 3 se presentan los resultados de la mojabilidad obtenida con las placas de roca en contacto con el crudo y con la formulación para diferentes tiempos.
Como se observa en la tabla 3, inicialmente las placas de rocas para un tiempo de 30 días se mojaron en aceite (petróleo) con ángulo de 150 grado. Posteriormente cada placa mojada al petróleo al ponerse en contacto con la formulación se produjo un cambio a mojado neutro para tiempo de 48 y 72 horas y finalmente a las 120 horas cambia a mojado al agua. Esto es un resultado positivo y muy importante para el mecanismo de drenaje e incremento del factor de recobro.
En la figura 1 se muestra los ángulos obtenidos contra los diferentes días que estuvieron las placas de roca de carbonato en contacto con la formulación.
Se observa en la figura 1 que a los 5 días se obtiene un ángulo de 60º, que corresponde a mojado al agua, estos resultados son favorable para la Recuperación Mejorada de Petróleo.
En las figura 2 se presentan imágenes de la roca en cuanto su mojabilidad con el crudo del pozo Seboruco y la formulación química.
En la figura 2 se observan las siguientes características:
Petróleo pegado a la placa de la roca, despues de 30 días sumergido en crudo, se clasifica mojada al petróleo.
Placa de roca aún con petróleo pegado, con 72 horas en contacto con la formulación se clasifica mojada neutro.
Placa de roca limpia de petróleo con 120 horas en contacto con la formulación se clasifica mojada al agua.
Caracterización de las muestras de efluentes
En la figura 3 se muestran las probetas con los fluidos recuperados durante la etapa de la inyección de la formulación química y posteriormente agua hasta que la recuperación de aceite fuera nula.
Se observa en la figura 3 que en cada una de las probetas se recupera un volumen de petróleo, como consecuencia de la interacción de la formulación química con el medio poroso, resultado que se considera positivo. En cada probeta que contenía el fluido acuoso se les realizó algunos ensayos físico químico que aparece en las tablas 4 y 5.
En la tabla 4 se presentan los resultados de los análisis físicos químicos realizados a los fluidos inyectados: formulación química y agua con respectos a los efluentes obtenidos después del contacto con el medio poroso con las cuales se comparan.
Se aprecia en la tabla 4 que la salinidad en base a sólidos totales disueltos (STD), y la conductividad, con respecto a la formulación presentan una tendencia de aumentar en los primeros volúmenes de desplazamientos y en los volúmenes siguientes de inyección a mantenerse estables en una menor proporción en comparación con el agua de capa lo que evidencia la no formación de deposiciones o precipitados de sales, o de formarse estos son diluidos y lavados con los siguientes baches de desplazamiento con agua. Lo anterior se corrobora al incrementarse en una proporción mayor el porcentaje de NaCl, y a su vez el pH manifiesta un aumento a ser más alcalino, a causa de la interacción que se produjo en el sistema roca fluido.
Así mismo, se realizó la determinación de Cl-, dureza total, Ca2+ y Mg2+ antes y después del contacto con el medio poroso, el cual se muestra en la tabla 5
En la tabla 5 se observa un incremento de iones cloruros en todos los efluentes y de iones calcio sobre todo en las dos primeras muestra, si se compara con los valores iniciales del agua de capa y de la formulación. En el caso del magnesio en todas las muestras del efluente se observa aumento de la concentración de este ion al compararlo con la concentración inicial del agua de capa. De manera general el aumento de la concentración de estos iones de cloruro, calcio y magnesio corrobora la existencia de un intercambio iónico en el sistema roca-fluido.
En las figuras 4 y 5 se observa en las primeras muestras de los efluentes una alta concentración de iones cloruro, calcio y magnesio, con la inyección de la formulación química y posteriormente disminuyen con una tendencia de mantenerse estable debido a los lavados posteriores de desplazamiento con agua, que se produce en el medio poroso.
Conclusiones
Con la caracterización físico química de los fluidos del pozo Seboruco, se identificó un crudo pesado y pseudoplástico de 11.7 ºAPI y viscosidades de 4684 mPa·s para 30 ºC y 1014 mPa·s para 50 ºC a condiciones de yacimientos y el agua del tipo capa Hidrocarbonada sódica.
El análisis de interacción roca fluido con muestra de roca en presencia de la formulación química seleccionada provocó cambios significativos en la mojabilidad de la roca, de mojado a petróleo a mojado al agua.
Los análisis de los efluentes corroboraron el intercambio iónico que se produjo en el sistema roca fluido como son los incrementos de pH y aumento de contenido de cloruro, calcio y magnesio obtenidos al paso de la formulación, que de alguna forma contribuyó a una recuperación de petróleo. en el medio poroso.
