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Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa
para procesos de recobro mejorado de petróleo
Yuber Rodríguez Arturo
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias, Área Curricular de Ciencias Naturales
Medellín, Colombia
2019
Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa
para procesos de recobro mejorado de petróleo
Yuber Rodríguez Arturo
Tesis presentada como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ciencias Química
Director:
Ph.D., Sergio Hernando Lopera Castro
Codirectora:
Ph.D., Elizabeth Pabón Gelves
Línea de Investigación:
Recobro mejorado
Grupo de Investigación:
Yacimientos de Hidrocarburos
Ciencia de Materiales Avanzados
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias, Área Curricular de Ciencias Naturales
Medellín, Colombia
2019
A mi familia, por ser el motor que me empuja a
ser cada día mejor y por todo lo que me han
brindado.
A Raiza, por su apoyo incondicional.
Agradecimientos
Agradezco al Profesor Sergio Lopera, quien me ha dado la oportunidad de consolidar mis
conocimientos en la industria del petróleo y enfocarme en el área de recobro mejorado;
también, quiero agradecer especialmente a la Profesora Elizabeth Pabón, por ser una guía
en el camino del investigador.
A mis compañeros del Grupo de Yacimientos de Hidrocarburos y del Grupo de Ciencia de
Materiales Avanzados, por su valiosa colaboración en el desarrollo de esta investigación.
Adicionalmente, al Programa Nacional para el desarrollo e implementación de procesos
CEOR con surfactante, polímero y CDG potencializados con nanotecnología, desarrollado
por el convenio 064-2018 celebrado por el Departamento Administrativo de Ciencia,
Tecnología e Innovación – COLCIENCIAS y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, por el
apoyo a esta tesis de investigación.
Resumen y Abstract IX
Resumen
Los tensoactivos son agentes de superficie activa que, debido a su capacidad
emulsificante, son ampliamente utilizados en diferentes industrias como la farmacéutica,
textil, cosmética, hidrocarburos, entre otras. En la industria del petróleo, la inyección de
tensoactivos es una técnica de recobro químico empleada para la recuperación mejorada
de petróleo, su propósito es reducir la tensión interfacial del sistema agua-petróleo, para
mejorar la movilidad de los fluidos a través de la formación. Sin embargo, una de las
limitantes es que los surfactantes comerciales son productos químicos de alto costo; por
lo tanto, es necesario buscar nuevas alternativas, que sean económicamente viables y que
generen menores impactos ambientales. En este sentido, se evaluó el desempeño de
tensoactivos naturales obtenidos a partir del jaboncillo (Sapindus saponaria), friega-platos
(Solanum torvum) y fique (Furcreae sp) en procesos de recuperación mejorada de
petróleo. Se realizó la obtención del tensoactivo natural por el método del solvente;
posteriormente, se determinaron las propiedades estructurales, tensoactivas, y térmicas
del tensoactivo obtenido y finalmente, se evaluó su efecto en procesos de recobro
mejorado, a partir de análisis de las pruebas de desplazamiento en medios porosos a
condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales evidencian que los tensoactivos
naturales tienen características similares a las de un tensoactivo convencional, reducen la
tensión interfacial entre el 40 y 50% del sistema agua-aceite, alteran la humectabilidad del
medio poroso y generan factores de recobro incremental entre el 20 y el 50%,
convirtiéndose en una alternativa promisoria para esta aplicación.
Palabras clave: tensoactivo natural, inyección de tensoactivo, recuperación
mejorada de petróleo.
X Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Abstract
Surfactant are active surface agents that have been implemented in different industries
such as pharmaceutical, textile, cosmetic, oil and, among others, to emulsify immiscible
phases. In the oil industry, surfactant flooding is one of the techniques used for enhanced
oil recovery, the goal is to reduce the interfacial tension of the water-oil system for
improving the mobility of the fluids through the formation. However, the surfactants are
high-cost chemicals; therefore, it is necessary the development of technologies economical
and environmentally viable. In this sense, performance of natural surfactants obtained from
jaboncillo (Sapindus saponaria), friega-platos (Solanum torvum) and fique (Furcreae sp)
for improved oil recovery processes were evaluated. The natural surfactants were obtained
by the solvent method; subsequently, physicochemical and thermal properties were
determined and finally, the effect on improved recovery processes was evaluated by
displacement tests in porous media at reservoir conditions. Results showed the ability of
natural surfactants to reduce the interfacial tension between 40 and 50% in water-oil
system, alter the porous medium wettability and generate an incremental recovery factor
between 20 and 50%, converting in a promising alternative in this application.
Keywords: Natural surfactant, surfactant flooding, Enhanced Oil Recovery.
Contenido XI
Contenido
Pág.
1. Generalidades .......................................................................................................... 3 1.1 Tensoactivos .......................................................................................................3
1.1.1 Clasificación de los tensoactivos ..................................................................... 4 1.1.2 Tensoactivos de origen natural ........................................................................ 6
1.2 Recuperación mejorada de petróleo ....................................................................8 1.2.1 Mecanismos de desplazamiento en procesos EOR ......................................... 9
1.3 Inyección de tensoactivos .................................................................................11 1.4 Uso de tensoactivos en la industria de petróleo ................................................11
1.4.1 Implementación de tensoactivos naturales .................................................... 13 1.5 Desplazamiento en medios porosos ..................................................................15
2. Metodología ............................................................................................................ 19 2.1 Obtención de extractos ricos en saponinas .......................................................19
2.1.1 Adecuación de materia prima ........................................................................ 20 2.1.2 Extracción alcohólica ..................................................................................... 20 2.1.3 Desengrase ................................................................................................... 21
2.2 Caracterización .................................................................................................21 2.2.1 Concentración micelar crítica ......................................................................... 22 2.2.2 Espectroscopía Infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR) ..................... 22 2.2.3 Análisis Termogravimétrico (TGA) ................................................................. 23 2.2.4 Balance Hidrofílico – Lipofílico (HLB) ............................................................. 23 2.2.5 Cuantificación de saponinas .......................................................................... 23
2.3 Evaluación.........................................................................................................25 2.3.1 Pruebas de ángulo de contacto ..................................................................... 25 2.3.2 Pruebas de imbibición espontánea ................................................................ 26 2.3.3 Pruebas de desplazamiento en muestras de roca ......................................... 27 2.3.4 Pruebas de adsorción dinámica ..................................................................... 31
3. Resultados .............................................................................................................. 33 3.1 Obtención de tensoactivos naturales .................................................................33 3.2 Caracterización de los tensoactivos naturales ...................................................37 3.3 Alteración de la humectabilidad .........................................................................43 3.4 Desempeño de tensoactivos en pruebas de desplazamiento ............................46
4. Conclusiones y recomendaciones ........................................................................ 53 4.1 Conclusiones .....................................................................................................53 4.2 Recomendaciones.............................................................................................54
XII Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
5. Bibliografía ............................................................................................................. 55
Contenido XIII
Lista de figuras
Pág.
Figura 1-1: Estructura básica de un tensoactivo. ...............................................................3
Figura 1-2: Estructura de las saponinas, A. saponina triterpénica y B. saponina esteroidal.
..........................................................................................................................................7
Figura 1-3: Tipos de recuperación de petróleo. .................................................................9
Figura 1-4: Desplazamiento microscópico y macroscópico en yacimiento. ......................10
Figura 1-5: Tensoactivo, A. Naturaleza del tensoactivo, B. Proceso de recuperación......11
Figura 1-6: Curvas de permeabilidad relativa para un sistema humectado por agua. ......17
Figura 2-1: Montajes para la obtención de extractos ricos en saponinas. ........................21
Figura 2-2: Representación para determinar ángulo de contacto.....................................26
Figura 2-3: Montaje prueba de imbibición espontánea. ...................................................27
Figura 2-4: Montaje experimental para las pruebas de desplazamiento. .........................28
Figura 3-1: Rendimiento de extracción, A. Extracción soxhlet, B. Extracción asistida por
ultrasonido. ......................................................................................................................34
Figura 3-2: Espectros FTIR para los tensoactivos naturales. ...........................................35
Figura 3-3: Pruebas de tensión superficial para los métodos de extracción con y sin
desengrase. ....................................................................................................................36
Figura 3-4: Concentración micelar crítica a partir de A. Tensión superficial, B. Tensión
interfacial. ........................................................................................................................37
Figura 3-5: Valores medidos de HLB para surfactantes naturales. ..................................39
Figura 3-6: Comportamiento termogravimétrico de los tensoactivos naturales. ...............40
Figura 3-7. Resultados prueba de espuma para tensoactivos naturales. .........................41
Figura 3-8. Resultados reacción Liebermann-Burchard para tensoactivos naturales. ......41
Figura 3-9. Curva de calibración ácido oleanólico. ..........................................................42
Figura 3-10: Seguimiento del ángulo de contacto con agua para, A. roca dañada, B.
Tensoactivo SS 600 ppm y C. Tensoactivo ST 400 ppm. ................................................43
Figura 3-11: Prueba de ángulo de contacto para tensoactivos naturales. ........................44
Figura 3-12: Curva de imbibición espontánea para tensoactivos naturales. ....................45
Figura 3-13: Efecto de los tensoactivos naturales en el número capilar...........................46
Figura 3-14: Curva de aceite recuperado para diferentes concentraciones de tensoactivo
ST. ..................................................................................................................................48
Figura 3-15: Curva de aceite recuperado para el tensoactivo ST 400 ppm. .....................49
Figura 3-16: Curvas de permeabilidad relativa antes y después de tensoactivo ST 400
ppm. ................................................................................................................................50
XIV Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-17: Curva de aceite recuperado para inyección en bache de tensoactivo ST a
400 ppm. ......................................................................................................................... 51
Figura 3-18: Curva de adsorción dinámica de tensoactivo ST en medio poroso. ............ 52
Contenido XV
Lista de tablas
Pág.
Tabla 1-1: Ejemplos de tensoactivos comerciales. ............................................................5
Tabla 2-1: Condiciones de trabajo y fluidos a emplear en pruebas de desplazamiento. ..29
Tabla 2-2: Características petrofísicas de empaque de arena. ........................................30
Tabla 2-3: Características petrofísicas del núcleo NT1 ....................................................31
Tabla 3-1: Valores de CMC para tensoactivos naturales. ................................................38
Tabla 3-2: Permeabilidades efectivas antes y después de tren de tensoactivo ST. .........47
Tabla 3-3: Permeabilidades efectivas antes y después de la inyección de tensoactivo ST
400 ppm. .........................................................................................................................49
Introducción
El petróleo es una de las principales fuentes de energía que ha permitido el desarrollo de
la humanidad, su implementación y el uso de sus derivados en diferentes industrias ha
llevado a mejorar la calidad de vida de los seres humanos. Lograr extraer la mayor cantidad
de hidrocarburos del yacimiento es uno de los retos de la industria del petróleo en los
últimos años; el factor de recobro permite relacionar el volumen de fluidos que es posible
recuperar en relación a las reservas que se encuentran en el yacimiento, este parámetro
a nivel mundial oscila entre el 30 y 35% [1], [2] y para el panorama colombiano se encuentra
entre el 18 y 20 % [3], se observa así que existe una brecha entre la producción nacional
y el promedio internacional. Dentro de la dinámica de producción, la intervención de los
yacimientos mediante la implementación de diferentes técnicas de recobro mejoradas
permite reducir la saturación de hidrocarburos que aún no han sido producidas por
recuperación primaria y secundaria.
Entre las técnicas de recobro mejorado se encuentra la inyección de tensoactivos, su
principal objetivo es reducir la tensión interfacial en el sistema agua-petróleo para favorecer
el desplazamiento de las fases [4], [5]; sin embargo, la mayoría de los tensoactivos
empleados en la industria del petróleo provienen de rutas químicas, son de alto costo y
generan altos impactos ambientales. Por esta razón, han surgido nuevas fuentes de
obtención de tensoactivos, entre los que se destacan los biotensoactivos, provenientes de
la transformación de residuos industriales a partir de microorganismos y los tensoactivos
naturales, también llamados eco-tensoactivos que son extraídos de plantas [6], [7].
En los últimos años, se han desarrollado investigaciones enfocadas en la implementación
de tensoactivos naturales para lograr mejorar el porcentaje de recobro de petróleo.
Principalmente, se han realizado pruebas experimentales que buscan analizar el
comportamiento de los eco-tensoactivos en la alteración de la humectabilidad y en pruebas
de recobro; entre las plantas de mayor estudio se encuentran la Zizyphus Spina-Christi [8],
[9]y Sapindus mukorossi [10]–[12], que por sus características estructurales y propiedades
tensoactivas constituyen una alternativa respecto a los tensoactivos comerciales.
2 Introducción
En esta tesis se obtuvieron extractos naturales de tres fuentes vegetales, para ser
caracterizados y evaluados en procesos de recobro mejorado de petróleo a escala de
laboratorio. El objetivo general fue evaluar la eficiencia de un eco-tensoactivo obtenido a
partir de plantas naturales en procesos de recobro mejorado; en este sentido, se
plantearon los siguientes objetivos específicos:
• Obtener eco-tensoactivos proveniente de plantas naturales.
• Determinar propiedades tensoactivas, estructurales, térmicas y superficiales del
eco-tensoactivo obtenido.
• Evaluar la efectividad del eco-tensoactivo en procesos de recobro mejorado de
petróleo, a partir de pruebas de desplazamiento sobre muestras de roca y a
condiciones de yacimiento.
1. Generalidades
En este capítulo, se aborda la discusión general de los tensoactivos, se hace referencia a
las propiedades que presentan, los procesos de recuperación que dan lugar a la inyección
de tensoactivos en procesos de recobro mejorado de petróleo y un panorama sobre la
implementación de tensoactivos naturales como alternativa a los tensoactivos comerciales.
1.1 Tensoactivos
Los tensoactivos son compuestos usualmente orgánicos, se caracterizan por ser de
naturaleza anfifílica (ver Figura 1-1), dado que en su estructura molecular se encuentran
dos grupos, uno hidrofílico de carácter polar, denominado “cabeza”; y el otro hidrofóbico
afín a sustancias de carácter no polar conocido como “cola” [13].
Figura 1-1: Estructura básica de un tensoactivo.
La parte hidrofóbica normalmente se encuentra conformada por cadenas hidrocarbonadas,
que en algunos puede tener presencia de halógenos u oxígeno. En el grupo hidrofílico es
posible encontrar grupos iónicos o estructuras altamente polares.
4 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
1.1.1 Clasificación de los tensoactivos
Dependiendo de la naturaleza del grupo hidrofílico los tensoactivos se pueden clasificar
en: aniónicos, catiónicos, no iónicos y anfóteros [4], [14], [15].
Tensoactivos aniónicos
Estos compuestos poseen grupos funcionales que al disociarse en fase acuosa producen
iones con carga negativa, los grupos polares que están presentes en su estructura son los
sulfonatos (-SO3-), sulfatos (-SO4
2-), carboxilatos (-COO-), y fosfatos (-PO43-). Los cationes
asociados a estos grupos polares son sodio, potasio, calcio, bario y magnesio, en otros
casos también es posible encontrar amoniaco o iones de amonio que contribuyen a la
solubilidad en agua o aceite. Por sus propiedades son empleados como solubilizantes,
emulsificantes o detergentes; es por esta razón que son los tensoactivos que se producen
en mayor cantidad. Algunos de los tensoactivos aniónicos más representativos son los
detergentes comerciales como los alquil benceno sulfonatos y los tensoactivos empleados
en la industria cosmética como el dodecilsulfato de sodio.
Tensoactivos catiónicos
Estos tensoactivos se caracterizan porque al estar en solución acuosa, generan iones con
densidad de carga positiva, usualmente la carga es aportada por compuestos
hidrogenados como la sal de amina grasa y sal de amonio cuaternario, que se encuentran
asociados a haluros. Por su naturaleza no son compatibles con los tensoactivos aniónicos;
sin embargo, presentan afinidad con tensoactivos aniónicos o anfóteros. Además, estos
compuestos son de alto costo de producción; por lo cual, su uso se destina para
aplicaciones específicas, como su implementación en inhibidores de corrosión.
Tensoactivos no iónicos
Este tipo de tensoactivos contrario a los aniónicos y catiónicos que presentan una carga
definida en la parte hidrofílica, carecen de carga en solución acuosa. Estos compuestos
adquieren propiedades hidrofílicas debido a la presencia de alcoholes, éteres, fenoles y
amidas en el grupo polar de la molécula. En este grupo se destacan los tensoactivos no
iónicos de alcoholes lineales y alquil fenoles etoxilados, esteres de ácidos grasos y algunos
derivados de amidas y aminas; además, se destacan los obtenidos por acción microbiana,
denominados biotensoactivos y los tensoactivos naturales principalmente extraídos de
Capítulo 1 5
fuentes vegetales. Por sus propiedades y su versatilidad han sido utilizados en síntesis
orgánica, en campos de la microbiología y algunos campos de la ciencia y la tecnología.
Tensoactivos anfóteros
También conocidas como tensoactivos Zwitteriónicos, su principal característica es que en
su estructura molecular se encuentra un grupo funcional aniónico y el otro catiónico
haciendo parte del grupo hidrofílico del compuesto. Dependiendo del pH de la solución
tomará mayor protagonismo uno respecto al otro; así, para un medio ácido el grupo
funcional que actuará será el catiónico, mientras que en un medio básico será el
componente aniónico; debido a esta propiedad han sido usados en la industria
farmacéutica y cosmética.
Los tensoactivos se han usado en diferentes industrias, teniendo en cuenta la naturaleza
y sus principales propiedades, la Tabla 1-1 presenta algunos ejemplos de los tensoactivos
comerciales que se encuentran en el mercado.
Tabla 1-1: Ejemplos de tensoactivos comerciales.
Tensoactivo Naturaleza Estructura
Dodecilsulfato de
sodio (SDS) Aniónico
CH3 OS
O–
OO
Na+
Bromuro de
cetiltrimetilamonio
(CTAB)
Catiónico N
+
CH3CH3
CH3
CH3
Br–
Decil glucósido No iónico
Dodecil betaína Anfótero
6 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
1.1.2 Tensoactivos de origen natural
Tradicionalmente se conoce la existencia de materiales vegetales que poseen la capacidad
de reducir la tensión superficial al ser diluidos en solución acuosa; ahora, por sus
características, principalmente por generar espuma, han sido usados en labores del hogar
remplazando a los jabones comerciales. Este comportamiento se asocia a la presencia de
saponinas en la planta, lo que le confiere características similares a las de un tensoactivo
convencional.
Las saponinas son metabolitos secundarios que se encuentran en una gran cantidad de
plantas [16], sus moléculas se caracterizan por tener una aglicona de carácter hidrofóbico
y una parte hidrofílica compuesta por azucares y carbohidratos [17], esta distribución hace
que las saponinas sean compuestos de naturaleza anfifílica, similar a los tensoactivos.
Dependiendo de las características de la aglicona (también llamada sapogenina), las
saponinas pueden ser clasificadas como saponinas esteroidales o saponinas triterpénicas
[18], cuando tienen 27 carbonos y 30 carbonos en su estructura, respectivamente. Por sus
propiedades las saponinas han sido implementadas principalmente para la industria
farmacéutica y la industria alimenticia. En la Figura 1-2 se puede observar la estructura de
las saponinas mencionadas [11].
Capítulo 1 7
Figura 1-2: Estructura de las saponinas, A. saponina triterpénica y B. saponina esteroidal.
A.
B.
Cheok et al. [18] realizan un recuento de investigaciones que se han adelantado en la
implementación de saponinas, en su estudio se dan a conocer diferentes tipos de plantas
con contenidos de saponinas; así mismo, dan a conocer las principales técnicas de
obtención y los mecanismos de cuantificación.
En general, el principio de obtención de saponinas inicia con la extracción mediante el uso
de solventes alcohólicos. Dependiendo de la cantidad de solvente y al tiempo de duración
del procedimiento, la extracción de saponinas se puede realizar de tipo convencional o
extracción verde.
La extracción convencional, se caracteriza por utilizar gran cantidad de solvente, entre las
principales técnicas se tiene: la maceración, reflujo, extracción soxhlet y la combinación de
las técnicas anteriores, que busca principalmente lograr un extracto de mayor pureza.
Así mismo, la extracción verde, adquiere su nombre dado que la cantidad de solvente
usado respecto a los procedimientos convencionales es menor, lo que presenta menores
8 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
impactos ambientales; la extracción asistida por microondas y la Extracción Asistida por
Ultrasonido (EAU) son métodos utilizados para este tipo de clasificación [18].
1.2 Recuperación mejorada de petróleo
La recuperación terciaria, también conocida por sus siglas en inglés como EOR, se lleva a
cabo comúnmente en yacimientos de crudos pesado y en procesos de optimización de
recobro secundario [19]. Los parámetros a tener en cuenta en este tipo de procedimientos
son la eficiencia de barrido y la saturación residual de aceite; debido a que un aumento en
el desplazamiento de hidrocarburos hacia la cara del pozo y una mejora en la movilidad de
las fases, darán como resultado una reducción en la cantidad de petróleo remanente de la
formación [20]. A grandes rasgos, dentro de las técnicas empleadas en procesos EOR se
encuentra el recobro térmico, la inyección de gases y el recobro químico.
El recobro térmico busca mejorar la capacidad de flujo del crudo por acción de la
temperatura, este tipo de procedimiento se realiza en yacimientos de crudo pesado, donde
por el calentamiento se reduce la viscosidad del crudo, facilitando así el desplazamiento
de fluidos hacia la cara del pozo [21], [22]. La inyección de vapor, inyección de agua
caliente [23] y la combustión en sitio [24] son las principales técnicas que se destacan en
esta categoría. La inyección de gases tiene como objetivo mejorar el desplazamiento de
fluido en las zonas microscópicas de la formación; los gases inyectados pueden ser
nitrógeno o dióxido de carbono [25], [26], siendo este último el más implementado; sin
embargo, este tipo de procedimientos presenta desventajas debido a los altos costos y
baja disponibilidad en campo.
El conjunto de técnicas empleadas en el recobro químico tienen el objetivo de actuar
directamente en la interacción de los fluidos con la roca o entre los fluidos presentes en la
formación con los que se pretenden inyectar, fundamentalmente están diseñados para
mejorar la eficiencia de barrido microscópica y macroscópica de la formación [27]–[30]. La
inyección de polímeros, tensoactivos, geles y álcalis son algunos ejemplos más
representativos de este tipo en esta categoría. Los polímeros como la poliacrilamida
buscan dar mayor viscosidad al agua de inyección para mejorar el barrido macroscópico
de la formación [31], [32]. La inyección de tensoactivos tiene como principal finalidad
reducir la tensión interfacial del sistema agua y aceite para favorecer la movilidad de cada
Capítulo 1 9
una de las fases [4], [33]. En la Figura 1-3, se presenta el panorama general de los tipos
de recuperación de petróleo que se consideran en la vida productiva de un yacimiento.
Figura 1-3: Tipos de recuperación de petróleo.
Recuperación primaria
Flujo Natural Levantamiento artificial
Recuperación secundaria
Inyección de agua Inyección de gas
Recuperación terciaria (EOR)
Térmico OtrosGases Químicos
Inyección de vapor,Inyección de agua
caliente,Combustión en sitio
CO2,NO2,
WAG,Gases de
combustión
Polímeros (P), Tensoactivos (T),
Alcalis (A),AP/TP/ATP
Espumas/geles
MicroorganismosEmulsionesVibrosismica
1.2.1 Mecanismos de desplazamiento en procesos EOR
Las técnicas EOR se encuentran diseñadas para incrementar la recuperación de
hidrocarburos mediante la inyección al yacimiento de agua tratada u otros fluidos. Su
objetivo es mejorar la eficiencia de desplazamiento a escala macroscópica y microscópica,
tal como se ilustran en la Figura 1-4. La escala macroscópica aborda la eficiencia de barrido
entre pozos y considera el entrampamiento de los hidrocarburos por la heterogeneidad e
ineficiencias estructurales de la formación [34]. La inyección de geles de dispersión
10 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
coloidal, espumas y polímeros son tecnologías implementadas para mejorar el recobro
macroscópico.
Figura 1-4: Desplazamiento microscópico y macroscópico en yacimiento.
Por otro lado, el desplazamiento microscópico centra su análisis en la escala de poro,
donde se considera que el petróleo queda atrapado en pequeños glóbulos en el espacio
poroso de la formación [13], [34]; este fenómeno se presenta debido a que las fuerzas
capilares son superiores a las fuerzas viscosas de los fluidos. El número capilar 𝑁𝑐, es una
expresión adimensional que permite relacionar estas dos fuerzas y se define con la
siguiente expresión [35].
𝑁𝑐 = 𝐹𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑎𝑠
𝑓𝑢𝑒𝑟𝑧𝑎𝑠 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑙𝑎𝑟𝑒𝑠=
𝑣𝜇𝑤
𝜎𝑜𝑤 cos 𝜃
Donde, 𝑣 es la velocidad de la salmuera, 𝜇𝑤 es la viscosidad de la salmuera, 𝜎𝑜𝑤 es la
tensión interfacial entre el agua aceite y 𝜃 es el ángulo de contacto entre la fase
humectante y la roca. Este ángulo da cuenta de la preferencia de la roca a ser humectada
por una de las fases, propiedad conocida como humectabilidad o mojabilidad [36]. Cabe
resaltar que, con la implementación de los procesos EOR se busca incrementar el número
capilar, una de las alternativas es reducir la tensión interfacial del sistema agua-aceite
Capítulo 1 11
mediante la inyección de tensoactivos, permitiendo así reducir las fuerzas capilares que se
presentan a escala de poro [37].
1.3 Inyección de tensoactivos
La inyección de tensoactivos como técnica de EOR, ha sido ampliamente utilizada en la
industria del petróleo, con el fin de lograr recuperar mayor cantidad de reservas que no
fueron extraídas por métodos convencionales y secundarios [20]–[22]. En la Figura 1-5 A.
se presenta un sistema líquido-líquido donde el tensoactivo actuará en la interfase
reduciendo la tensión interfacial entre los fluidos; al considerar la presencia de agua y
petróleo en el yacimiento, la cabeza del tensoactivo buscará relacionarse con el agua y su
cola con el petróleo [5]. El mecanismo de recuperación de petróleo por parte del
tensoactivo se observa en la Figura 1-5 B. la reducción en la tensión interfacial permite el
desplazamiento del aceite a través de las gargantas de poro al superar las fuerzas
capilares.
Figura 1-5: Tensoactivo, A. Naturaleza del tensoactivo, B. Proceso de recuperación.
1.4 Uso de tensoactivos en la industria de petróleo
La mayoría de tensoactivos utilizados en la industria de petróleo provienen de síntesis
química [41]. Dymond et al. [42] diseñaron un proyecto piloto para incrementar las tasas
12 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
de inyección de agua para el campo Magnus en el Mar del Norte, analizaron diferentes
alternativas, en el desarrollo del proyecto se estudiaron consideraciones de diseño,
pruebas preliminares en laboratorio, aplicación de la técnica en campo y posterior
monitoreo para verificar la efectividad del tensoactivo sobre la inyección de agua.
Finalmente, después de aplicar el tratamiento en campo se logró obtener una mejora
aproximada del 15% de inyectividad.
Por otro lado, Lakatos et al. [30] estudiaron los aspectos generales e ingenieriles de la
aplicación de tensoactivos no iónicos para procesos químicos de recuperación mejorada
de petróleo; además, presentan un amplio estudio sobre la implementación de nonil-
fenoles etoxilados como alternativa para lograr aumentar el factor de recobro de
yacimientos de hidrocarburos. Amirpour et al. [17], desarrollaron una investigación puntual
sobre el uso de tensoactivos no iónicos en la industria del petróleo, a través de un diseño
experimental analizaron el comportamiento de humectabilidad en una arenisca y un
carbonato en presencia de dos tensoactivos, finalmente con pruebas de presión capilar y
ángulo de contacto lograron determinar que cuando los medios rocosos cambiaron de ser
humectables al agua a ser humectables al aceite se lograba recuperar mayor cantidad de
aceite.
En campos de petróleo y gas es necesario utilizar tubería y líneas de transporte que logren
llevar los hidrocarburos a las plantas de tratamiento, la corrosión de tuberías y líneas
constituyen uno de los problemas a mitigar en las locaciones de los pozos; Hegazy et al.
[43] realizaron la evaluación de tres tensoactivos catiónicos como inhibidores de la
corrosión, encontraron que la eficiencia de inhibición es directamente proporcional al
aumento de la concentración del producto, al aumento del tiempo de exposición y al
incremento de la temperatura.
Gao et al. [44] caracterizaron siete diferentes compuestos aniónicos como posibles
tensoactivos para su uso en la industria del petróleo, realizaron el análisis de tensión
interfacial, con una serie propiedades para determinar el comportamiento de fase y
pruebas de adsorción estática en el sistema sólido-líquido. En algunos casos, provienen
de la transformación de residuos industriales a partir del uso de microrganismos, este tipo
particular de compuesto se denomina comúnmente biotensoactivo [26], [27].
Capítulo 1 13
En algunos casos la presencia de tensoactivos logra mejorar la efectividad de técnicas
convencionales de recuperación EOR, la inyección alternada de agua y gas (WAG, por sus
siglas en inglés), es una de las estrategias empleadas para obtener una mayor
recuperación de crudo pues permite mejorar el barrido de las áreas macro y microscópicas
de la formación [46], [47]. Behzadi et al. [29], realizaron el estudio de la implementación de
WAG partiendo de la combinación de inyección miscible de CO2 con la inyección de agua
modificada con polímeros y tensoactivos alcalinos, esta propuesta se realizó con el fin de
mejorar el control de la movilidad del frente generado por el WAG dado que para crudos
con viscosidades medias y altas se genera canalización de los fluidos y por tanto, el
método pierde factibilidad. La presencia del polímero aumenta la viscosidad de la fase
acuosa y los tensoactivos reducen la tensión interfacial, permitiendo reducir la saturación
de aceite en la formación.
De acuerdo a las investigaciones mencionadas, se resalta que estos trabajos evalúan
principalmente tensoactivos sintéticos [48], [49]; sin embargo, la limitante más grande que
se tiene en este tipo de productos, son los altos costos y los impactos ambientales; por
esta razón, se hace necesario buscar nuevas materias primas económicamente viables
para este para este fin y que generen menores impactos ambientales.
1.4.1 Implementación de tensoactivos naturales
En la literatura se han realizado diferentes investigaciones relacionadas con el desarrollo
de tensoactivos naturales para diferentes aplicaciones [12], [50], estos estudios resaltan la
importancia de propiedades como la reducción de tensión interfacial, el valor de
concentración micelar crítica, pH y autodegradación del tensoactivo. Por otro lado,
referente a la aplicación de tensoactivos en la industria del petróleo como técnicas de
recobro mejorado se tienen las siguientes investigaciones [8], [9], [51]–[53].
Pordel et al. [8] evaluaron y compararon la efectividad del uso de un biotensoactivo
producido a partir de árboles de Zizyphus Spina-Christi al sur de Irán para alterar la
humectabilidad de las rocas húmedas en aceite y reducir la tensión interfacial. La
determinación de la tensión interfacial se realizó por medio del método de caída colgante,
se desarrollaron pruebas de inhibición para comprobar la eficiencia del tensoactivo en dos
escenarios, pruebas roca en virgen y muestras humectables al aceite. Los resultados de
la investigación evidencian las ventajas de las saponinas para ser utilizada como
14 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
tensoactivo en técnicas de recobro mejorado, en las pruebas realizadas sobre núcleos
humectables al aceite, la cantidad de petróleo recuperado fue de 16 %. Se destaca que en
un primer escenario la saturación residual de petróleo fue de 32% y con el uso del
tensoactivo natural se redujo al 12,5 %.
S.S. Shadizadeh y R. Kharrat [54] estudiaron el uso de un extracto de Matricaria
Chamomilla como tensoactivo natural en proceso de recobro mejorado de petróleo, para
evaluar la efectividad del tensoactivo se determinó la tensión interfacial entre la solución
del tensoactivo y petróleo a partir del método de caída colgante. Los resultados de tensión
interfacial evidencia que este tensoactivo puede ser utilizado en técnicas de recobro
mejorado, debido a que tiene valores muy similares a los tensoactivos sintéticos; sin
embargo, se resalta los bajos costos del material que puede ser una gran ventaja para ser
utilizado. No obstante, en la investigación no se realizan pruebas de desplazamiento en
rocas para evaluar la efectividad del tensoactivo en esta aplicación.
En este sentido, Daghlian et al. [53] estudiaron el rendimiento de un tensoactivo natural
extraído de las hojas de cedro en la alteración de humectabilidad de diferentes rocas
(calcita, dolomita y arenisca) y se compararon con tensoactivos sintéticos de diferentes
concentraciones y salinidad en salmuera. En el estudio se midieron los ángulos de contacto
en diferentes muestras de roca y se realizó la medición de la tensión interfacial por el
método de caída colgante para los tensoactivos y el petróleo crudo. Finalmente, se
investigó el rendimiento de diferentes los tensoactivos para recuperar petróleo en una
muestra de núcleo carbonatado humectada al aceite en pruebas de desplazamiento. Los
autores identificaron que el tensoactivo natural es eficiente en la alteración de la
humectabilidad de las rocas de calcita y arenisca, y su efecto es comparable con los
tensoactivos utilizados comúnmente, respecto a la aplicación del tensoactivo como fluido
de recobro se obtuvo 15 % de aumento en la recuperación de petróleo, evidenciando que
los beneficios naturales y biodegradables del cedro puede considerarse como alternativa
potencial para tensoactivos sintéticos.
Además, Barnerjee et al. [52] estudiaron el comportamiento del transporte de crudo y de
cómo los diferentes aditivos cambian la estructura del crudo, mejorando así el flujo. El agua
y el etanol se utilizaron como solvente para investigar la depresión del punto de fluidez, la
reducción de la viscosidad, la reducción de la tensión interfacial y la reducción del estrés
de rendimiento del crudo pesado. Los resultados se compararon con un tensoactivo
Capítulo 1 15
extraído naturalmente, Sapindus mukorossi. El posible mecanismo fue luego explicado por
estudios de FTIR usando crudo y su mezcla. Los autores lograron evidenciar que la
viscosidad se redujo en un 80%, el área tixotrópica en un 94,64%, el estrés en un 98% y
la tensión interfacial en un 97%. Se destaca que en este estudio se realizó un análisis del
cambio estructural y en ese sentido, la caída en la concentración de C=O, C=C y los grupos
del petróleo crudo después de la adición de tensoactivo indican que este grupo es
responsable de la viscosidad.
Relacionado con la adsorción del tensoactivo, Ahmadi et al. [51] estudiaron el
comportamiento de adsorción de Glycyrrhiza Glabra en soluciones acuosas como nuevo
agente tensoactivo no iónico que se podría implementar en para esquemas de
recuperación mejorada de petróleo en carbonatos. La adsorción se evaluó utilizando una
técnica de conductividad para la fase acuosa y se realizaron experimentos por lotes para
investigar la influencia de la dosis de adsorbato en la eficiencia de adsorción a diferentes
temperaturas. La cinética de adsorción se investigó a temperatura ambiente (27°C)
registrando la adsorción del tensoactivo en función del tiempo; además, los datos de
adsorción se examinaron con diferentes modelos de adsorción cinéticos y en equilibrio.
Los resultados evidencian que la adsorción de tensoactivo en carbonato hace que la dosis
alcance una micelización mucho mayor que la de un sistema acuoso sin carbonato, debido
a las fuerzas de atracción del tensoactivo (carga negativa) y el carbonato (cargas
positivas).
1.5 Desplazamiento en medios porosos
El desarrollo de pruebas de desplazamiento a escala de laboratorio busca caracterizar y
comprender la dinámica de flujo sobre el medio poroso. Estos ensayos permiten evaluar
el desempeño de tecnologías de recobro teniendo en cuenta el seguimiento de las
propiedades petrofísicas al considerar la interacción roca-fluido bajo condiciones de
yacimiento. La permeabilidad (K), es la propiedad que expresa la capacidad del medio
poroso para permitir flujo a través de él, Darcy [55] propuso una expresión matemática
para conocer la relación entre la muestra de roca y el fluido que la atraviesa. Para pruebas
de laboratorio son consideradas las dimensiones del núcleo, la viscosidad del fluido, la
ecuación es la siguiente:
16 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
K = 245.6μ∆L
A∗
q
∆P
Donde:
μ: Viscosidad del fluido (cP).
∆L: Longitud del medio poroso (cm).
A: Área transversal del medio poroso (cm2).
q: Caudal del sistema (cm3/min).
∆P: Delta de presión del sistema (PSI).
K: Permeabilidad (mD).
Para determinar la permeabilidad a nivel de laboratorio basta con fijar una de las dos
variables (caudal o presión) y analizar el comportamiento de la otra. La unidad de la
permeabilidad es el miliDarcy (mD).
Existen tres tipos de permeabilidad; la permeabilidad absoluta donde el medio poroso se
encuentra saturado 100 % de salmuera, la permeabilidad efectiva donde la muestra de
roca tiene una saturación residual de un fluido y a través de ella está fluyendo otra, como
la permeabilidad efectiva al aceite que se determina cuando hay flujo de aceite y la roca
tiene una saturación de salmuera y la permeabilidad relativa que tiene en cuenta la relación
de una permeabilidad efectiva respecto a una permeabilidad base. Las curvas de
permeabilidad relativa permiten profundizar en el comportamiento del desplazamiento bajo
condiciones de flujo bifásico, además de considerar puntualmente los estados de
saturación y la humectabilidad del medio poroso [56]. EL método mayormente empleado
para la construcción de curvas de permeabilidad relativa es el propuesto por E. F. Johnson,
D. P. Bossler y V. O. Naumann y es conocido como el método JBN.
Capítulo 1 17
Figura 1-6: Curvas de permeabilidad relativa para un sistema humectado por agua.
En la Figura 1-6 se presentan las curvas de permeabilidad relativa para una muestra de
roca que se encuentra humectable al agua; es decir, que la roca presenta preferencia a
ser mojada por la fase acuosa. A partir de estas curvas es posible determinar las
saturaciones residuales tanto para el agua como para el aceite, además de realizar el
seguimiento a la movilidad de cada una de las fases.
2. Metodología
2.1 Obtención de extractos ricos en saponinas
En el presente estudio se obtuvieron extractos semipurificados de tres especies vegetales
con contenido de saponinas, Sapindus saponaria, Solanum torvum y Furcreae sp.
La Sapindus saponaria, pertenece a la familia Sapindaceae y en Colombia se conoce
coloquialmente como jaboncillo, parapara, chambimbe, entre otros. Esta especie se
encuentra desde bosque el bosque húmedo tropical hasta el bosque seco tropical, es un
árbol que puede alcanzar hasta los 20 metros de altura y crece entre los 0 a 1800 metros
sobre el nivel del mar [57]. Sus frutos son bayas que al madurar son color marrón y
contienen en su interior una semilla negra redonda, el pericarpio y el mucilago contiene
gran cantidad de saponinas.
La especie Solanum torvum, es un arbusto que puede llegar hasta una altura de 3 metros,
pertenece a la familia Solanaceae, se conoce comúnmente como friega-platos, por su
capacidad de generar espuma. Crece entre los 325 y 1600 metros sobre el nivel de mar.
Sus frutos con de color verde a amarillo, en su interior se encuentran semillas redondas
de color blanco [58].
La tercera planta en estudio fue la especie Furcreae sp, esta una planta que pertenece a
la familia Agavaceae, crece principalmente en las regiones andinas entre los 1300 y 1900
metros sobre el nivel del mar. Conocida comúnmente como fique y ampliamente usada
como fibra para la fabricación de empaques [59].
Se implementaron dos procedimientos para la obtención de los extractos ricos en
saponinas, el primero fue a partir del método del Soxhlet, uno de los métodos
convencionales y, por otro lado, se realizó la Extracción Asistida por Ultrasonido (EAU),
una de las nuevas tecnologías que reduce el tiempo de extracción. Para las dos estrategias
se empleó el método de solvente, usando el metanol para lograr separar compuestos
polares de la materia prima vegetal.
20 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos
de recobro mejorado de petróleo
2.1.1 Adecuación de materia prima
El proceso de adecuación de las plantas es diferente para cada una de ellas. En cuanto a
Sapindus saponaria, la extracción se realizó con el pericarpio de la fruta, para la muestra
de Solanum torvum se trabajó con la totalidad de la baya, incluyendo semillas y mucílago;
cada una de estas muestras se llevaron a proceso de secado a 70 °C y posteriormente se
trituraron. Por otro lado, para el Fique se usó la combinación entre el bagazo y el jugo de
las hojas, no se realizó secado ni tampoco se trituró la muestra. Cabe resaltar que
previamente se realizó la selección de los mejores frutos y hojas, descartando aquellos
que presentaron enfermedades o laceraciones.
2.1.2 Extracción alcohólica
Soxhlet. Este procedimiento se realizó según lo planteado por Wójciak-Kosior et al. [60]
con algunas modificaciones, se usó un montaje convencional para extracción con soxhlet
de 130 mL (balón, cámara de extracción, condensador y manta de calentamiento), la
muestra se colocó en un dedal y el metanol (grado analítico) en el balón con una relación
de 1:7 muestra-solvente, ver Figura 2-1 A. La temperatura se fijó en 80°C y el proceso
finalizó a las 24 horas. Posteriormente, se procedió a concentrar la sustancia de interés
con la eliminación del solvente utilizando el rotaevaporador, el extracto obtenido se llevó a
la estufa para secado a 70°C.
Extracción asistida por ultrasonido. Siguiendo la metodología planteada por Wu et al.
[61] se empleó el equipo de baño de ultrasonido Elmasonic E30H con una frecuencia de
50/60 Hz, la muestra y el metanol fueron colocados en un balón de 125 mL debidamente
sellado, la extracción se realizó por 2 horas a temperatura ambiente, ver Figura 2-1 B.
Seguidamente, se procedió a filtrar la mezcla para separar las partículas sólidas con papel
filtro y bomba de vacío, la solución líquida se llevó a un rotaevaporador con el fin de retirar
el solvente y concentrar el extracto; posteriormente, la muestra fue llevada a secado a
70°C.
Metodología 21
Figura 2-1: Montajes para la obtención de extractos ricos en saponinas.
Agua salida
Agua entrada
A.
B.
2.1.3 Desengrase
Para retirar compuestos apolares de los extractos obtenidos, se realizó la extracción
líquido-líquido con hexano para cada uno de ellos. Se inició con la dilución en agua
destilada para facilitar su manipulación; seguidamente, la solución se llevó a un embudo
separador en una relación 1:1 con hexano grado analítico, después de 12 horas se
procedió a realizar la separación. Se concentró el extracto mediante secado en estufa a
70°C y finalmente se almacenó.
2.2 Caracterización
Una vez obtenido el extracto con saponinas procedente de cada una de las plantas
evaluadas, se realizaron pruebas de caracterización, con el objetivo de verificar el
comportamiento de un tensoactivo.
22 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos
de recobro mejorado de petróleo
2.2.1 Concentración micelar crítica
La concentración micelar crítica permite determinar la concentración mínima de
tensoactivo en la cual las moléculas pasan a formar micelas [39]. Esta característica se
puede determinar con el cambio en el comportamiento de una propiedad debido a la
variación de concentración de tensoactivo; por ejemplo, con medidas de conductividad, de
tensión superficial, por espectrofotometría, entre otras. La CMC se determinó a partir de
pruebas de tensión superficial e interfacial en un tensiómetro KRÜSS GmbH, por medio
del método del anillo de Du Nouy, siguiendo los procedimientos planteados por Sharma y
Shah [13] con ciertas modificaciones. Para la tensión superficial se usó agua destilada
como fluido base para la preparación de diferentes concentraciones de tensoactivos. En
cuanto a la tensión interfacial se realizó el análisis en un sistema con el tensoactivo en fase
acuosa y un aceite de 20°API. Las medidas se determinaron por triplicado y las
concentraciones del extracto para las dos pruebas y los tres tensoactivos fueron 0, 10, 100,
500, 1000, 3000 y 5000 ppm.
2.2.2 Espectroscopía Infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR)
Para determinar los grupos funcionales que se encuentran presentes en cada uno de los
extractos obtenidos, se realizó la medida del espectro infrarrojo en el equipo IRTracer-100
de Shimadzu, usando el método del pastillero con KBr con aproximadamente 0,050 g de
eco-tensoactivo. Los parámetros de medición fueron: intervalo de longitud de onda 4000 a
600 cm-1, resolución de 2 cm-1 y 8 número de scans. Este análisis fue realizado siguiendo
el procedimiento planteado por Samal et al. [62].
Metodología 23
2.2.3 Análisis Termogravimétrico (TGA)
El análisis termogravimétrico es importante para conocer el efecto de la temperatura en la
estabilidad de los tensoactivos. Las pruebas fueron realizadas en el equipo SDT Q600,
usando una cantidad aproximada de 3,1 mg, se inició el calentamiento de la muestra desde
30°C hasta llegar a los 800 °C a razón de 5°C/min, el flujo de nitrógeno, que fue el gas de
arrastre, se fijó en 100 mL/min.
2.2.4 Balance Hidrofílico – Lipofílico (HLB)
El procedimiento para estimar el Balance Hidrofílico – Lipofílico se realizó por el método
planteado por Chun y Martin [63]; para ello, se determinó el valor de la tensión interfacial
entre el tolueno y agua con 0,1% wt de tensoactivo y posteriormente se calculó el HLB con
la siguiente ecuación,
𝐻𝐿𝐵 = −(𝛾 − 45,7)
2,36
Donde, 𝐻𝐿𝐵 Balance Hidrofílico - Lipofílico, 𝛾 es la tensión interfacial entre el tolueno y la
solución 0,1% de tensoactivo en agua desionizada, las constantes son los valores de ajuste
que permiten relacionar la tensión interfacial con el HLB de los tensoactivos evaluados.
2.2.5 Cuantificación de saponinas
Previo a la realización de las pruebas de cuantificación de saponinas, se llevaron a cabo
dos pruebas cualitativas para confirmar que los extractos tienen contenido de saponinas.
Inicialmente se realizó un procedimiento simple para verificar la formación de espumas,
siendo esta una de las características de las soluciones de tensoactivos, se siguió la
metodología planteada por Ncube et al [64]; donde, soluciones de 2 mililitros de agua
24 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos
de recobro mejorado de petróleo
desionizada y 0,1 g de la muestra dispuesta en tubos de ensayo fueron agitatas
vigorosamente durante 2 minutos, con el objetivo de evidenciar la formación de una
columna de espuma. La aparición de espuma estable sobre la superficie del líquido durante
al menos 15 minutos, indica la presencia de saponinas en los extractos obtenidos.
Así mismo, se llevaron a cabo pruebas usando la reacción de Liebermann-Burchard, que
es una reacción de colorimetría que permite la identificación de saponinas esteroidales y
triterpénicas. Si el color resultante va desde el azul hasta el verde corresponde a saponinas
esteroidales; mientras que, si se manifiesta un color rosado, rojo o violeta, es positivo para
saponinas triterpénicas. Para el procedimiento se tomó una pequeña cantidad del polvo de
los extractos y se llevaron a una mezcla 1:1 de anhidro acético y cloroformo,
posteriormente se agregaron 3 gotas de ácido sulfúrico concentrado y se realizó el
seguimiento a los cambios en coloración [65].
La identificación cuantitativa de saponinas en los extractos fue determinada por
espectrofotometría, en este procedimiento se realiza la oxidación de saponinas
triterpénicas con vainillina y ácido sulfúrico, siguiendo la metodología planteada por Guo
et al. [7] con algunas modificaciones. A partir de una solución de ácido oleanólico (estándar
de saponinas) de 1000 ppm en metanol, se prepararon diferentes concentraciones de
solución estándar 0, 1, 5, 10, 50, 100, 500, 1000 ppm y se mezcló cada una de ellas con
una solución de vainillina 0,5% en ácido sulfúrico de 72% en una relación 1:1,5 en volumen.
Seguidamente, las muestras fueron llevadas a incubar a 60 °C por 10 minutos y
posteriormente se enfriaron en un baño de agua fría por 15 minutos. Se determinó la
longitud de onda del pico de máxima absorbancia en el rango de 200 a 700 nm para 1000
ppm usando un espectrofotómetro; para las demás concentraciones se determinó la
absorbancia a la longitud de onda anteriormente determinada y de esta manera se
construyó la curva de calibración del estándar de saponinas.
Para encontrar la concentración relativa de saponinas de los extractos se procedió a
mezclar el tensoactivo a 300 ppm en metanol con la solución de vainillina y ácido sulfúrico
a razón 1:1,5 y se siguió el mismo procedimiento descrito anteriormente. Finalmente, con
el valor de absorbancia para cada tensoactivo y la ecuación del estándar, se calculó la
concentración equivalente de saponinas en los extractos.
Metodología 25
2.3 Evaluación
La evaluación de los tensoactivos como alternativas en procesos de recobro mejorado de
petróleo se desarrolló en dos fases. En la primera se realizaron pruebas de ángulo de
contacto y de imbibición espontanea, para analizar la alteración de la humectabilidad y en
la segunda fase se ejecutaron pruebas de desplazamiento a condiciones de yacimiento,
destinadas a conocer el efecto del producto en la inyectividad, movilidad de las fases,
recobro incremental y adsorción del tensoactivo en el medio poroso. A continuación, se
presentan los procedimientos para cada una de las pruebas.
2.3.1 Pruebas de ángulo de contacto
Se realizaron pruebas de ángulo de contacto para determinar cualitativamente la alteración
de la humectabilidad. Básicamente, para ángulos inferiores a 80° se infiere que la muestra
es humectable al fluido, si el ángulo oscila entre los 80 y 100° se considera una
humectabilidad mixta y para ángulos superiores a 110° el medio poroso no es humectable
a esa fase (ver Figura 2-2). Se tomó como referencia el procedimiento realizado por
Giraldo et al [66] y se hicieron algunas modificaciones; a partir de muestras de roca
humectables al aceite y dispuestas horizontalmente, se dejó caer una gota de fluido (agua
y aceite) para determinar visualmente el ángulo que genera cada uno. Posteriormente, las
muestras se sumergieron en la solución de tensoactivo durante 12 horas y se determinó
nuevamente el ángulo de contacto y se compararon los dos escenarios, antes y después
de que la muestra entre en contacto con el producto. Este procedimiento se realizó para
los tres tipos de tensoactivos.
26 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos
de recobro mejorado de petróleo
Figura 2-2: Representación para determinar ángulo de contacto.
2.3.2 Pruebas de imbibición espontánea
Adicionalmente, se analizó la alteración de la humectabilidad con pruebas de imbibición
espontánea (ver montaje Figura 2-3) siguiendo el protocolo de Giraldo et al. [66], donde la
muestra de roca se suspendió de una balanza electrónica y se sumergió completamente
en agua desionizada, con el objetivo de registrar el cambio en la masa adquirida por la
roca en función del tiempo; el proceso de imbibición finaliza cuando la masa permanece
constante. Seguidamente, la muestra de roca se llevó por 12 horas a la solución de
tensoactivo, se secó y se realizó nuevamente la prueba de imbibición espontanea, para
tener así un escenario comparativo.
Metodología 27
Figura 2-3: Montaje prueba de imbibición espontánea.
Balanza analítica
Cable
Beaker
Muestra
2.3.3 Pruebas de desplazamiento en muestras de roca
Las pruebas de desplazamiento son una herramienta para determinación de la efectividad
de tecnologías de recobro; debido a que, se involucra la interacción roca-fluidos y es
posible desarrollar el seguimiento de las principales propiedades petrofísicas del sistema
a condiciones de yacimiento. El equipo utilizado se presenta en la Figura 2-4; a
continuación, se detalla cada uno de los sistemas en los que se divide el montaje:
Sistema de inyección: cuenta con una bomba de desplazamiento positivo que fija el
caudal de inyección entre 0,004 y 16 cm3/min y transfiere su energía al fluido a inyectar
(aceite, salmuera o tensoactivo) que se encuentra en un cilindro de desplazamiento; lo dos
fluidos son separados por un pintón flotante y con este arreglo se garantiza que el crudo,
salmuera o tratamientos lleguen a la muestra de roca.
Sistema de temperatura: Para este sistema se usa un horno de calentamiento que
alcanza hasta 150°C y busca simular la temperatura del yacimiento. Dentro del horno se
ubican el portamuestras (equipo donde se ubica la muestra de roca) y los cilindros de
inyección, para garantizar que tanto el núcleo como los fluidos se encuentren a la condición
de temperatura.
28 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos
de recobro mejorado de petróleo
Sistema de sobrecarga: Con este sistema se genera la condición de esfuerzos a la cual
se encuentra sometida la muestra de roca; justamente, es la presión a la que se encuentra
sometido el medio poroso por la columna de rocas superpuestas desde la superficie.
Sistema de contrapresión: con este montaje se busca emular la condición de presión a
la que se encuentran los fluidos en el yacimiento. Se ubica a la salida del sistema, genera
oposición al flujo y una vez la restricción sea superada, el fluido saldrá del sistema.
Sistema de adquisición de datos: Con el fin de realizar el seguimiento en tiempo real del
desarrollo de la prueba, se ha dispuesto de un medidor de presión diferencial que permite
registrar la caída de presión cuando los fluidos pasan a través de la muestra de roca.
Figura 2-4: Montaje experimental para las pruebas de desplazamiento.
Se realizaron tres pruebas de desplazamiento; inicialmente, se ejecutó la prueba de
eficiencia de desplazamiento a diferentes concentraciones de tensoactivo; seguidamente,
a partir de la mejor concentración de la prueba anterior, se realizó un nuevo
desplazamiento en un empaque de arena con mayor volumen poroso y por último se
realizó el protocolo de evaluación en sistema lineal considerando la realización de curvas
Metodología 29
de permeabilidad relativa. Las condiciones de trabajo y los fluidos usados en el desarrollo
de las pruebas de desplazamiento se presentan en la Tabla 2-1.
Tabla 2-1: Condiciones de trabajo y fluidos a emplear en pruebas de desplazamiento.
Temperatura (°C) 80
Presión de sobrecarga (psi) 2500
Presión de poro (psi) 500
Caudal líquido (cm3/min) 0,3
Salmuera sintética 5000 ppm de NaCl
Crudo Crudo de 20°API
Prueba de eficiencia de desplazamiento a diferentes concentraciones.
El protocolo de esta prueba siguió los siguientes pasos: 1) Preparación del medio poroso,
se lavó arena Ottawa con HCl 5%, se dejó secar durante 8 horas a 90 °C, se tamizó y se
construyó el empaque de arena 45% de malla 30/50, 45% malla 100/140 y 10% de finos;
las características del núcleo artificial se muestran en la Tabla 2-2, 2) inyección de 10
volúmenes porosos (VP) de salmuera sintética, determinar la permeabilidad absoluta
(Kabs), 3) inyección de 10 VP de aceite, determinar permeabilidad efectiva al aceite (Ko)
a saturación residual de aceite (Swr), 4) inyección de salmuera, construir curva de recobro
base y determinar permeabilidad efectiva al agua (Kw) a saturación residual de aceite
(Sor), 5) inyección de tensoactivo a diferentes concentraciones, 10, 100, 500 y 1000 ppm,
determinar recobro incremental para cada uno, 6) inyección de 10 VP de aceite, determinar
Ko después de tren de tensoactivo, 7) inyección de 10 VP de salmuera, determinar Kw
después de tren de tensoactivo.
30 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos
de recobro mejorado de petróleo
Tabla 2-2: Características petrofísicas de empaque de arena.
Código Muestra EA1
Longitud (cm) 6,96
Diámetro (cm) 3,8
Volumen poroso (cm3) 15,6
Porosidad 15%
Prueba de eficiencia de desplazamiento
Para esta prueba se utilizó un empaque de arena de 60 cm de longitud y 2,54 cm de
diámetro, por la configuración del portamuestras no es posible simular las presiones de
sobrecarga; sin embargo, se obtienen mayores volúmenes porosos. El procedimiento que
se desarrolló en este ensayo tuvo los siguientes pasos: 1) Preparación del medio poroso,
se lavó arena Ottawa con HCl 5%, se dejó secar durante 8 horas a 90 °C, se tamizó y se
realizó una mezcla de arena con 45% de malla 30/50, 45% malla 100/140 y 10% de finos;
la muestra de roca presentó un volumen poroso de 70 cm3 y una porosidad de 22% , 2)
inyección de 5 VP de salmuera sintética, determinar la permeabilidad absoluta (Kabs), 3)
inyección de 5 VP de aceite, determinar Ko a Swr, 4) inyección de salmuera, construir
curva de recobro base y determinar Kw a Sor, 5) inyección de tensoactivo a concentración
definida, determinar recobro incremental, 6) inyección de 5 VP de aceite, determinar Ko
después de tren de tensoactivo, 7) inyección de 10 VP de salmuera, determinar Kw
después de tren de tensoactivo.
Prueba de desplazamiento con curvas de permeabilidad relativa en núcleo
Finalmente, se realizó una prueba de desplazamiento en un núcleo matricial siguiendo los
procedimientos planteados por Restrepo et al [67] con algunas modificaciones, el objetivo
fue analizar más a fondo la interacción del tensoactivo con el medio poroso, el protocolo
de trabajo se numera a continuación: 1) Preparación del medio poroso, se lavó con tolueno
y metanol, posteriormente se dejó secar durante 8 horas a 90 °C, las principales
características petrofísicas se muestran en laTabla 2-3, 2) inyección de 10 VP de salmuera
sintética, determinar Kabs, 3) inyección de 10 VP de aceite, determinar Ko a Swr, 4)
Metodología 31
inyección de salmuera, construir curvas de permeabilidad relativa (Kr), curva de recobro
base y determinar Kw a Sor, 5) inyección de 1,5 VP de tensoactivo a concentración
definida, determinar recobro incremental, 6) inyección de 5 VP de agua, determinar recobro
incremental, 7) inyección 10 VP de aceite, determinar Ko después de tensoactivo, 8)
inyección de salmuera, construir curvas Kr, curva de recobro y determinar Kw a Sor
después de tensoactivo.
Tabla 2-3: Características petrofísicas del núcleo NT1
Código Núcleo NT1
Longitud (cm) 7,31
Diámetro (cm) 3,8
Volumen poroso (cm3) 12,3
Porosidad 11%
2.3.4 Pruebas de adsorción dinámica
Para conocer la cantidad de tensoactivo que queda adsorbido en el medio poroso, se siguió
el procedimiento planteado por Curbelo et al [68], con algunas modificaciones. Para esta
prueba se utilizó el montaje dispuesto en la Figura 2-4 y los pasos fueron los siguientes: 1)
preparación del medio poroso, construyó el empaque de arena 45% de malla 30/50, 45%
malla 100/140 y 10% de finos, con arena Ottawa previamente lavada con HCl 5%, 2)
inyección 5 VP de salmuera para saturar el medio poroso, 3) inyección de 5 VP de trazador
NaCl 10%, tomar efluentes, 4) inyección 5 VP de salmuera , 5) inyección 5 VP de
tensoactivo.
.
3. Resultados
En este capítulo se presentan los resultados obtenidos de los procesos de extracción de
extractos ricos en saponinas para las tres plantas evaluadas; seguidamente, se da a
conocer la caracterización de las propiedades tensoactivas, estructurales, térmicas y
superficiales cada uno de ellos. Finalmente, se presentan los resultados de la evaluación
del ecotensoactivo en pruebas de desplazamiento en medios porosos bajo condiciones de
yacimiento.
3.1 Obtención de tensoactivos naturales
Se realizó el seguimiento del rendimiento de extracción de tensoactivos naturales de los
métodos considerados. Tanto para el proceso de extracción asistida por ultrasonido como
para el método soxhlet, se evaluó el efecto de realizar la extracción líquido-líquido con
hexano. Los resultados de obtención de los ecotensoactivos a partir de soxhlet y extracción
asistida por ultrasonido presentan en la Figura 3-1.
Se observa que el método soxhlet tiene mayores porcentajes de rendimiento respecto a la
extracción asistida por ultrasonido, esto se atribuye a que en el primer proceso el solvente
se encuentra sometido a temperatura, lo que facilita el proceso de extracción de
compuestos polares por parte del metanol. En cuanto al rendimiento que presentan las
plantas, se observa un comportamiento generalizado (teniendo en cuenta los método de
extracción), en el cual se obtiene mayor cantidad del tensoactivo SS, seguido del
tensoactivo ST y, por último, se encuentra el tensoactivo FQ.
34 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-1: Rendimiento de extracción, A. Extracción soxhlet, B. Extracción asistida por ultrasonido.
A.
B.
Respecto al proceso de desengrase, se encuentra que el tensoactivo SS presenta una
reducción en el rendimiento significativa, evidenciando una pérdida aproximada de 36% en
masa para los dos procesos de extracción; por el contrario, para los tensoactivos ST y FQ
no se tienen cambios significativos en cuanto al proceso de extracción de compuesto
apolares. Lo anterior, es atribuido a que en el proceso con extracción soxhlet se están
siendo obtenidos mayor cantidad de compuestos no polares. Cabe resaltar que, el
76%
21%
4%
50%
20%
3%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Tensoactivo SS Tensoactivo ST Tensoactivo FQ
%R
endim
iento
Sin desengrase
Con desengrase
67%
13%
3%
42%
10%
2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Tensoactivo SS Tensoactivo ST Tensoactivo FQ
%R
endim
iento
Sin desengrase
Con desengrase
3 35
rendimiento de FQ es del orden del 4 %, considerablemente menor a los demás; por lo
tanto, este tensoactivo no es recomendable para este tipo de aplicaciones.
Figura 3-2: Espectros FTIR para los tensoactivos naturales.
En la Figura 3-2 se presentan los espectros FTIR para los tensoactivos evaluados; en
general, se aprecia que el comportamiento es similar para los tres extractos, se destaca la
banda de del grupo alcohólico –OH entre los 3000 y 3600 cm-1, el ancho de la banda
corresponde a la presencia de puentes de hidrógeno, este pico es confirmado por la
presencia de la tensión del enlace C-O aproximadamente en 1050 cm-1. El grupo funcional
metilo se aprecia por 2910 cm-1 y por último el espectro muestra cerca a los 1600 cm-1 la
presencia del doble enlace C=C. Este espectro es característico de compuestos con
naturaleza anfifílica como lo demuestra los estudios realizados por Samanta et al. [69].
Para verificar si existen cambios en las propiedades tensoactivas de los extractos, se
llevaron a cabo pruebas de tensión superficial para los tensoactivos sin desengrase (SD)
y con desengrase (CD), los resultados se ilustran en la Figura 3-3.
5001500250035004500
Tra
nsm
itan
cia
(%
)
Número de onda (cm-1)
Tensoactivo SS Tensoactivo ST Tensoactivo FQ
36 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-3: Pruebas de tensión superficial para los métodos de extracción con y sin desengrase.
A partir de la Figura 3-3 es posible observar que el tensoactivo SS presenta variaciones
significativas en los valores de tensión superficial, en comparación a los tensoactivos ST y
FQ; este comportamiento es acorde a los resultados obtenidos en el proceso de extracción
de la Figura 3-1, donde se evidencia mayor cantidad de compuestos apolares en el
tensoactivo SS, estos compuestos están afectando claramente el valor de la tensión
superficial. Por lo tanto, para el tensoactivo SS es necesario desarrollar el proceso de
desengrase; caso contrario ocurre para los tensoactivos ST y FQ, donde solo es necesario
realizar la extracción alcohólica, reduciendo costos de obtención.
Adicionalmente, se aprecia que los valores de tensión para la extracción asistida por
ultrasonido son menores en comparación con la extracción soxhlet; por lo tanto, se
recomienda que en la obtención de tensoactivos naturales provenientes de las plantas en
estudio, se utilice el método de extracción asistida por ultrasonido, en concordancia en
esta investigación se trabajó con los extractos obtenidos a partir de EAU.
Por otro lado, los valores de tensión superficial de los tensoactivos SS, ST y FQ se
encuentran entre 38 y 47 mN/m, valores por debajo según los datos reportados en literatura
para tensoactivos naturales provenientes de aceite de coco con 61 nN/m de tensión
superficial y valor similar a la tensión superficial del aceite de soja (40 mN/m) [70] y
47,4
40,5
46,9
42,8
39,8
45,845,5
39,1
44,9
41,2
38,2
43,3
35
45
55
65
75
Tensoactivo SS Tensoactivo ST Tensoactivo FQ
Tensió
n s
uperf
icia
l (m
N/m
)
ES SD ES CD EAU SD EAU CD
3 37
proveniente de sapindus mukorossi (35 mN/m) [69]. Estos resultados reflejan el potencial
de estas plantas para esta aplicación de recobro mejorado de petróleo.
3.2 Caracterización de los tensoactivos naturales
Para cada uno de los tensoactivos se determinó la concentración micelar crítica a partir de
medidas de tensión superficial e interfacial para diferentes concentraciones de tensoactivo,
la Figura 3-4 presenta las curvas obtenidas para cada caso. Se puede observar que los
extractos reducen tanto la tensión superficial como la tensión interfacial, evidenciando el
comportamiento propio de los tensoactivos.
Figura 3-4: Concentración micelar crítica a partir de A. Tensión superficial, B. Tensión interfacial.
A
B
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
0 2000 4000
Tensió
n S
uperf
icia
l (m
N/m
)
Concentración tensoactivo (ppm)
Tensoactivo SS Tensoactivo ST
Tensoactivo FQ
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0 1000 2000 3000 4000 5000
Tensió
n I
nte
rfacia
l (m
N/m
)
Concentración tensoactivo (ppm)
Tensoactivo SS Tensoactivo ST
Tensoactivo FQ
38 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Es posible apreciar que, a medida que la concentración de tensoactivo aumenta se tiene
una reducción en las propiedades medidas, porque cuando se tienen concentraciones
bajas de tensoactivo, las moléculas se encuentran principalmente separadas unas de las
otras, al aumentar la concentración de tensoactivo la separación va a ser menor
favoreciendo la formación de micelas a medida que avanza la concentración y se logra la
máxima reducción de tensión superficial e interfacial. Al centrar el análisis en el efecto de
los extractos sobre la tensión interfacial del sistema agua-aceite, se obtuvo una reducción
aproximada del 82% para el tensoactivo ST y del 73% para los tensoactivos SS y FQ,
indicando que el tensoactivo ST presenta mejores características. Los valores de CMC se
presentan en la Tabla 3-1.
Tabla 3-1: Valores de CMC para tensoactivos naturales.
Tensoactivo Concentración Micelar
Crítica (ppm)
SS 600
ST 400
FQ 1000
En cuanto a la estimación de la CMC, los valores para los tensoactivos SS, ST y FQ son
600, 400 y 1000 ppm, respectivamente; esto puede ser debido a que el tensoactivo FQ
tiene un carácter más hidrofílico; por lo tanto, el tensoactivo ST presenta un mejor
desempeño respecto a reducción de tensión superficial e interfacial.
Los valores de CMC de los tensoactivos estudiados se encuentran acordes a los valores
reportados para CTAB con valor de CMC de 5500 ppm y DSD 400 ppm [45], teniendo en
cuenta que los valores reportados son tensoactivos comerciales iónicos; por lo tanto, los
tensoactivos naturales se encuentran en rangos aceptables para la aplicación.
Los valores que se obtienen en la relación HLB dan cuenta de la relación entre la parte
hidrofóbica e hidrofílica, en la Figura 3-5 se pueden observar los valores medidos de HLB
para los surfactantes evaluados.
3 39
Figura 3-5: Valores medidos de HLB para surfactantes naturales.
A partir de la Figura 3-5 se puede inferir que los tensoactivos se están comportando como
solubilizantes, debido a que los valores de HLB se encuentra alrededor de 15, según la
escala de Griffin [5]. Esto explica los resultados que se obtuvieron en relación con las
pruebas de tensión interfacial y superficial de la Figura 3-4, debido a que el tensoactivo ST
tiene mayor poder solubilizante en comparación a los otros dos.
Los tensoactivos en la industria del petróleo se encuentran sometidos a diferentes rangos
de temperatura que se consideran en el trayecto desde superficie hasta formación; por lo
tanto, en la Figura 3-6 se ilustra un análisis termogravimétrico de los tensoactivos SS y ST,
el tensoactivo FQ no fue considerado debido a que los porcentajes de obtención son muy
inferiores al resto de tensoactivos evaluados. Es importante resaltar que el análisis
termogravimétrico se realizó con el fin de evaluar la estabilidad térmica de los extractos,
teniendo en cuenta la temperatura a la cual estarán sometidos en yacimiento.
15,13
15,97
14,70
13,5
14,0
14,5
15,0
15,5
16,0
16,5
Tensoactivo SS Tensoactivo ST Tensoactivo FQ
HLB
40 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-6: Comportamiento termogravimétrico de los tensoactivos naturales.
Se puede observar que la descomposición de los tensoactivos SS y ST son similares; no
obstante, aproximadamente a los 310 °C se presenta la máxima pérdida de masa para el
tensoactivo SS, mientras que para el tensoactivo ST la descomposición inició a los 240 °C.
Estos valores permiten afirmar, que el tensoactivo SS y ST puede ser utilizado en campo,
donde los yacimientos convencionales reportan temperaturas entre los 60 y 150 °C [27].
Por otro lado, al contrastar la estabilidad térmica que presentan los ecotensoactivos
respecto a los tensoactivos sintéticos reportados en literatura, se encuentra que los
extractos obtenidos inician el proceso de descomposición a temperaturas similares que los
productos químicos, entre los 250 y 400 °C [27].
Posteriormente, se determinó la presencia de saponinas mediante procedimientos
cualitativos y cuantitativos. Los resultados de la prueba de espuma para los tensoactivos
SS y ST, se presentan en la Figura 3-7, donde es posible apreciar la generación de una
columna de espuma sobre la solución de tensoactivo que se encuentra en tubos de
ensayo, este comportamiento fue monitoreado a través del tiempo y se logró evidenciar
que la espuma es estable por periodos superiores a 25 minutos.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 200 400 600 800
Porc
enta
je e
n m
asa (
%)
Temperatura (°C)
Tensoactivo SS
Tensoactivo ST
3 41
Figura 3-7. Resultados prueba de espuma para tensoactivos naturales.
Así mismo, los resultados de la reacción Liebermann- Burchard (Figura 3-8) evidenciaron
la presencia de saponinas en los extractos obtenidos y permitieron realizar la identificación
de la familia a la cual pertenecen las saponinas de los tensoactivos SS y ST, esto es posible
analizar teniendo como referencia el color obtenido al agregar las gotas de ácido sulfúrico.
Figura 3-8. Resultados reacción Liebermann-Burchard para tensoactivos naturales.
42 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Es posible apreciar que la coloración de la reacción para el Tensoactivo SS es roja; por lo
tanto, su saponinas pertenecen a la familia de las saponinas triterpénicas; mientras que el
Tensoactivo ST posee saponinas esteroidales, debido a que el color representativo de la
reacción fue verde.
Finalmente, se realizó la prueba de cuantificación de saponinas por espectrofotometría
para el Tensoactivo SS, teniendo el ácido oleanólico como estándar de saponinas.
Inicialmente se determinó la longitud de onda de máxima absorbancia (𝜆𝑚𝑎𝑥) siendo 547
nm y a partir de este valor se construyó la curva de calibración para el estándar
considerando diferentes valores de concentración del ácido, Figura 3-9.
Figura 3-9. Curva de calibración ácido oleanólico.
A partir de la ecuación de la recta que relaciona los puntos medidos experimentalmente,
se determinó la concentración relativa de saponinas en el Tensoactivo SS, al relacionar
el valor de absorbancia obtenido para la muestra de surfactante que fue 0,549, se obtuvo
que el extracto contiene 773 mg/L de saponinas.
y = 7,0143E-04x - 6,7932E-03R² = 9,9943E-01
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
0 500 1000 1500 2000 2500
Abs
Concentración estándar (mg/L)
3 43
3.3 Alteración de la humectabilidad
Las pruebas de ángulo de contacto se realizaron para los tensoactivos SS y ST a sus
respectivas CMC. Las imágenes fotográficas para el sistema agua/roca/aire se pueden
observar en la Figura 3-10, el primer escenario es en el cual la muestra de roca se
encuentra humectada al aceite, esto es validado por el ángulo de contacto superior a 110°
(dato de referencia). Posteriormente, se midieron los ángulos de contacto con los
tensoactivo SS y el tensoactivo ST obteniendo 66° y 42°, respectivamente, lo cual indica
que la preferencia de la roca a ser mojada por el agua aumentó con el uso de los dos
extractos.
Figura 3-10: Seguimiento del ángulo de contacto con agua para, A. roca dañada, B. Tensoactivo SS 600 ppm y C. Tensoactivo ST 400 ppm.
44 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
El cálculo del ángulo de contacto también se realizó con la gota de aceite, reflejando
valores de ángulos menores para el tensoactivo ST. El compilado de las pruebas de ángulo
de contacto se presenta en la Figura 3-11, se ratifica que, tanto para el agua como el aceite,
los tensoactivos naturales están afectando la humectabilidad del medio poroso, volviendo
el sistema humectable al agua, indicando un mejoramiento en el porcentaje de recobro de
petróleo. Además, es posible apreciar que el efecto es más representativo para el
tensoactivo ST en comparación al tensoactivo SS, evidenciado en el cambio del ángulo de
contacto para el aceite que pasa de 48 a 103 °.
Figura 3-11: Prueba de ángulo de contacto para tensoactivos naturales.
Al igual que las pruebas de ángulo de contacto, las pruebas de imbibición espontánea
permiten conocer el efecto de los tensoactivos sobre la humectabilidad del medio poroso.
La Figura 3-12 compara los resultados obtenidos para los tensoactivos SS y ST, teniendo
en cuenta dos escenarios, en el primero la roca no ha entrado en contacto con ningún
fluido (roca virgen) y el segundo escenario la roca es humectable al aceite (roca dañada).
Se resalta que en el primer escenario el proceso de imbibición es más rápido en
comparación del segundo escenario. En este último caso el agua tendrá mayor dificultad
para ingresar al espacio poroso disponible en la roca.
48
83
103
113
66
42
0
20
40
60
80
100
120
140
Roca dañana SS 600 ppm ST 400 ppm
Ángulo
de c
onta
cto
(°)
Aceite
Agua
3 45
Figura 3-12: Curva de imbibición espontánea para tensoactivos naturales.
En cuanto al desempeño de los tensoactivos naturales, se aprecia que las curvas se
encuentran por encima del estado de roca dañada; favoreciendo el proceso de imbibición
y por esta razón, se evidencia una alteración en la humectabilidad del medio poroso. Ahora,
es posible observar que en todo el intervalo de tiempo el tensoactivo ST, permite mayor
captación de agua para la muestra de roca en comparación al tensoactivo SS, esto sumado
a los resultados obtenidos en las pruebas de ángulo de contacto, sugiere que este extracto
posee mayor capacidad de alteración de la humectabilidad.
La inyección de surfactantes busca mejorar el valor del número capilar mediante la
reducción de la tensión interfacial del sistema agua-aceite y la alteración de la
humectabilidad por el ángulo de contacto; por tal razón, se calculó el número capilar
considerando características típicas de un yacimiento del Piedemonte Llanero tomadas de
[71]. La Figura 3-13 contrasta los resultados que se obtuvieron para los tensoactivos SS y
ST, se utilizaron los valores de tensión interfacial y ángulo de contacto medidos
anteriormente.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 200 400 600 800 1000
M/M
eq
Tiempo (min)
Virgen Tensoactivo SS
Tensoactivo ST Roca dañada
46 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-13: Efecto de los tensoactivos naturales en el número capilar.
Al considerar el escenario base, donde se inyecta agua para desplazar el crudo sin ninguna
modificación química, se aprecia un mejoramiento en las condiciones de flujo del sistema
por la adición de los tensoactivos, evidenciado en números capilares mayores. La
reducción de las fuerzas capilares es el resultado de la alteración en la humectabilidad y
la disminución de la tensión interfacial que ofrece la implementación de los extractos. Por
lo tanto, el valor del número capilar para el tensoactivo ST se ve incrementado en dos
órdenes de magnitud, lo cual es ideal para compuestos que se van a implementar en
procesos de recobro mejorado de petróleo por inyección de tensoactivos.
3.4 Desempeño de tensoactivos en pruebas de desplazamiento
Las pruebas de desplazamiento para la evaluación de los tensoactivos naturales a
condiciones de yacimiento fueron realizadas con el tensoactivo ST, que fue el extracto que
8,93E-05
1,34E-03
4,05E-04
8,93E-05
1,30E-03
3,87E-04
0,0E+00
2,0E-04
4,0E-04
6,0E-04
8,0E-04
1,0E-03
1,2E-03
1,4E-03
1,6E-03
Base Tensoactivo ST Tensoactivo SS
Núm
ero
Capilar
Ŷ 7,1 s-1
Ŷ 100 s-1
3 47
presentó mejores resultados en las pruebas de caracterización; principalmente en cuanto
a la reducción de la tensión interfacial y afectación de la humectabilidad, aspectos que
ayudarán a reducir la saturación de aceite y mejorar el factor de recobro.
Eficiencia de desplazamiento a diferentes concentraciones
Se realizó la inyección de diferentes concentraciones de tensoactivo en la muestra de roca
EA1(ver características en la Tabla 2-2), esta prueba se desarrolló con el fin de determinar
el efecto de la concentración de tensoactivo en el porcentaje de recobro de aceite
recuperado; es decir, verificar si el tensoactivo logra reducir la saturación de crudo después
de un proceso de inyección de salmuera y analizar el comportamiento de la permeabilidad.
En la Tabla 3-2 se presentan los resultados de las permeabilidades para agua y al aceite
antes y después de la inyección del tren de tratamientos, este escenario comparativo
muestra que la movilidad del crudo se ve mejorada en aproximadamente un 35% y, por el
contrario, el desplazamiento de la fase acuosa se ve reducida a la mitad.
Tabla 3-2: Permeabilidades efectivas antes y después de tren de tensoactivo ST.
Permeabilidad Antes de
tensoactivo Después de tensoactivo
Ko (mD) 104 141
Kw (mD) 35 14
Así mismo, se realizó el seguimiento del volumen recuperado por cada concentración
inyectada de tensoactivo, después de realizar el recobro base con salmuera (ver Figura
3-14). Teniendo en cuenta la cantidad de aceite remanente en el núcleo se procede a
calcular el recobro incremental que genera cada una de las concentraciones, para 10 ppm
se recupera el 12 %, el 23 % para la concentración de 100 ppm, con la concentración de
500 ppm se obtuvo un recobro incremental de 16% y finalmente, se recobró un 15% de
aceite cuando el tensoactivo fue inyectado a 1000 ppm.
48 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-14: Curva de aceite recuperado para diferentes concentraciones de tensoactivo ST.
Por otro lado, la figura presenta el comportamiento de la presión del sistema durante toda
la prueba, se resalta un comportamiento de reducción durante el desplazamiento de
salmuera; sin embargo, una vez se inicia con la inyección de la solución con el tensoactivo,
se observa que se pierde conductividad en el sistema, lo cual favorece la recuperación de
aceite.
Adicionalmente, se realizó una segunda prueba para evaluar la eficiencia de
desplazamiento en un nuevo medio poroso, se inyectaron aproximadamente 3 volúmenes
de tensoactivo ST a una concentración de 400 ppm. Nuevamente se realizó la curva de
recobro base con la inyección de salmuera, logrando un recobro del 80%; efectivamente,
y como era esperado, se registra un recobro incremental del 32% una vez finaliza la
inyección del producto. Este resultado permite concluir que el extracto ST, tiene una
proyección para ser utilizado en procesos de recobro mejorado, pues logra mejorar la
eficiencia de barrido del sistema (ver Figura 3-15).
81%83% 87%
88% 90%
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0 20 40 60 80 100
Difere
ncia
l de p
resió
n (
psi)
Recobro
de a
ceite
Vpi
Base 10 ppm 100 ppm 500 ppm 1000 ppm Presión
3 49
Figura 3-15: Curva de aceite recuperado para el tensoactivo ST 400 ppm.
El seguimiento de las permeabilidades al agua y al aceite se presenta en la Tabla 3-3, el
comportamiento de las fases es similar al exhibido anteriormente, hay una alteración
positiva en la movilidad del aceite y una reducción en la permeabilidad del agua.
Evidentemente, se está presentando una alteración en la humectabilidad del medio poroso,
donde el desplazamiento de la fase acuosa es menor, sugiriendo que está humectando la
roca.
Tabla 3-3: Permeabilidades efectivas antes y después de la inyección de tensoactivo ST 400 ppm.
Permeabilidad Antes de tensoactivo Después de tensoactivo
Ko (mD) 1405 1424
Kw (mD) 320 320
Así mismo, se evaluó el comportamiento de las curvas de permeabilidad relativa bajo el
escenario comparativo antes y después de la inyección de 1.5 volúmenes porosos de
tensoactivo ST (ver Figura 3-16). De la figura es posible observar el mejoramiento en la
movilidad de la fase aceite, caso contrario para la permeabilidad relativa al agua Krw, se
presenta una reducción en permeabilidad. En cuanto a los estados de saturación, se
encuentra que la saturación residual de agua cambia de 20,5% a 23,6%, indicando que en
el medio poroso se quedará mayor cantidad de agua, comportamiento acorde con los
82%86%
0
2
4
6
8
10
12
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0 5 10 15
Pre
sió
n (
psi)
Recobro
de a
ceite
Vpi
Base Tensoactivo ST 400 ppm Presión
50 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
resultados de movilidad para dicha fase. Por otra parte, la saturación residual de aceite
pasa de 74,9% a 80,9%, reportando un incremento en la recuperación de la fase.
Figura 3-16: Curvas de permeabilidad relativa antes y después de tensoactivo ST 400 ppm.
Además, se realizó el seguimiento del aceite recuperado después de inyectar el surfactante
natural, los resultados se presentan en la Figura 3-17, a diferencia de los empaques de
arena, la muestra de roca presenta una menor recuperación de petróleo para la línea base,
en 70%, en la inyección de 1,5 VP de tensoactivo se observó la recuperación de cierta
cantidad de aceite, equivalente al 5% del aceite que se encuentra disponible para retirar
del medio poroso; una vez, se inyecta la salmuera se recupera mayor cantidad de aceite,
debido al empuje que este fluido está realizando sobre las zonas contactadas por el
tensoactivo. En total para esta operación, se obtuvo un recobro incremental de 20%, que
es un valor acorde con los reportados en literatura para tensoactivos naturales.
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Kr
Sw
krw antes
kro antes
Krw después
kro después
3 51
Figura 3-17: Curva de aceite recuperado para inyección en bache de tensoactivo ST a 400 ppm.
Por otro lado, en el seguimiento al diferencial de presión se observa que el efecto del
tensoactivo sobre la permeabilidad del agua hace que la movilidad a esta fase reduzca,
pues se generan mayores deltas de presión respecto al escenario base.
Por último, se realizó una prueba de adsorción dinámica del tensoactivo con el fin de
realizar el seguimiento a este fenómeno, que es de gran relevancia a la hora de la
implementación de este tipo de tecnologías. Los resultados de la prueba se dan a conocer
en la Figura 3-18; inicialmente, se construye la curva de ruptura para el trazador, que por
sus características presenta baja retención en el medio poroso, posteriormente se realizó
la curva de ruptura para el tensoactivo. Para determinar el valor de adsorción total de
tensoactivo se procedió a realizar la integración del área bajo cada una de las curvas y la
diferencia entre la curva del trazador y la del surfactante dará cuenta de la cantidad de
producto que se retuvo en la roca. Este procedimiento, se basa en la interacción que tendrá
el tensoactivo que viaja en la fase acuosa con la superficie de la roca, a medida que se
genera pérdida de producto en las cercanías del pozo, la eficiencia de la tecnología se verá
negativamente afectaba.
70%71%
76%
10
15
20
25
30
35
40
45
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
0 2 4 6 8 10 12 14
Pre
sió
n (
psi)
Aceite r
ecupera
do
Vpi
Base Tensoactivo ST 400 ppm Agua después Presión
52 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
Figura 3-18: Curva de adsorción dinámica de tensoactivo ST en medio poroso.
Al realizar los respectivos cálculos, teniendo en cuenta que la masa de la roca seca fue
130,53 g y la concentración del tensoactivo inyectado fue de 3000 ppm, se obtuvo una
adsorción total de 0,22 mg/g de roca. Al contrastar este valor con los encontrados por
Curbelo et al [68], se encuentra que está por debajo, pues en su estudio para la adsorción
de 0,78 mg/g para un tensoactivo no iónico.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
0 1 2 3 4 5 6
C/C
o
Vpi
Trazador
Tensoactivo ST
4. Conclusiones y recomendaciones
4.1 Conclusiones
Los resultados obtenidos en la presente investigación brindan información sobre el
comportamiento de los tensoactivos naturales en procesos de recobro mejorado de
petróleo. A continuación, se resaltan las siguientes conclusiones:
Se lograron extraer tres tensoactivos naturales, Tensoactivo ST, SS y FQ y se evaluó su
desempeño en pruebas de laboratorio para analizar su implementación en procesos de
recobro mejorado de petróleo, destacando la reducción en la tensión interfacial del sistema
agua-aceite. Los extractos fueron caracterizados para verificar sus propiedades
tensoactivas, estructurales y térmicas, siendo el tensoactivo ST a 400 ppm el de mejor
desempeño. Se logró verificar que los extractos obtenidos tienen presencia de saponinas.
Además, se evidenció la alteración de la humectabilidad a partir los resultados de las
pruebas de ángulo de contacto e imbibición espontánea, conclusión que fue validada por
el mejoramiento en el número capilar.
La inyección de tensoactivo ST en muestras de roca a condiciones de yacimiento, logró
aumentar la recuperación de aceite después de la inyección de salmuera en los tres
escenarios considerados, ratificando la interacción que tiene el tensoactivo en la interfase
entre el agua y el aceite contenido en los medios porosos. Adicionalmente, el seguimiento
de las permeabilidades efectivas demostró que se mejora la movilidad al aceite, aspecto
importante a considerar en la eficiencia de desplazamiento de este tipo de sistemas. Por
otro lado, la prueba de adsorción dinámica evidenció la retención de 0,22 mg de
tensoactivo por cada gramo de roca; además la tendencia de la curva permite concluir que
el proceso de retención es lento.
54 Obtención y evaluación de un ecotensoactivo como alternativa para procesos de
recobro mejorado de petróleo
4.2 Recomendaciones
Se presentan como una serie de aspectos que se podrían realizar en un futuro para
emprender investigaciones similares o fortalecer la investigación realizada.
Considerar métodos de caracterización que permitan llegar a elucidar la estructura de la
molécula de los tensoactivos evaluados, esto permitirá tener mayor certeza acerca de la
familia de saponinas que se encuentran presentes en los extractos.
Evaluar la implementación del tensoactivo ST con nanotecnología, para mejorar las
condiciones de reducción de tensión interfacial, humectabilidad y retención del producto
en el medio poroso.
Evaluar la inyección del tensoactivo con nanoencapsulamiento, que permita ampliar la
profundidad de invasión del producto.
Realizar pruebas de desplazamiento del tensoactivo natural considerando el método de
inyección con polímero, para mejorar la eficiencia de barrido.
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