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Título : DISEÑO DE FORMULACIONES SURFACTANTE-POLÍMERO CON POTENCIAL EMPLEO EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE CRUDO EXTRAPESADO DE UN YACIMIENTO PERTENECIENTE AL BLOQUE JUNIN DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
Autor : Guevara Salas, Jessica Josefina
Palabras clave : Recuperación mejorada de crudo
Mezclas surfactante-polímero
Tensión interfacial
Fecha de publicación : 2-Mar-2017
Citación : Biblioteca Alonso Gamero Facultad de Ciencias;TG-20612
Resumen : RESUMEN Esta investigación propone la formulación de una mezcla química compuesta por un polímero y un surfactante, con el fin de evaluar su factibilidad de empleo en los procesos de recuperación mejorada de crudo extrapesado en un yacimiento perteneciente al Bloque Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco. Se evaluaron dos polímeros del tipo poliacrilamida parcialmente hidrolizada, denominados Flopaam y Kypam, y dos surfactantes aniónicos, uno de tipo éster de fosfato y otro de tipo alquil aril sulfonato de sodio. Para dar cumplimiento al objetivo planteado, mediante medidas de tensión interfacial (TIF) se determinó la concentración micelar crítica (CMC) de cada surfactante y también se establecieron las concentraciones óptimas de polímero a utilizar en las mezclas surfactante-polímero (SP), para posteriormente evaluar el comportamiento interfacial de las mezclas SP realizadas, con y sin presencia de sal (KCl) en las formulaciones. Por último se realizó un análisis de viscosidad de las soluciones acuosas de los polímeros, y las mezclas que contenían dicho aditivo, a través de mediciones reológicas. Los resultados evidenciaron que la mezcla con menor TIF, estaba compuesta por el surfactante éster de fosfato y el polímero Kypam con una concentración óptima de surfactante de 4800 ppm y de polímero igual a 1500 ppm, que combinados con 3% de KCl, arrojaron una TIF de 5,3x10-3 mN/m, el cual es un valor ideal para vencer las fuerzas capilares responsables de mantener el crudo entrampado en los poros de la roca y aumentar el factor de recobro. La viscosidad de la formulación óptima es de 9,53 cP, la cual se considera baja en comparación a la recomendada en estos procesos (50-100 cP) para el control de movilidad del fluido en el yacimiento, lo que quiere decir que la mezcla SP con menor TIF no cumple con los requerimientos de viscosidad necesarios para estos procesos. En esta dirección se recomienda realizar las pruebas en el medio poroso con la inyección de la mezcla SP compuesta por 4800 ppm EF / 1500 ppm Ky / 3% KCl, seguida de un tapón de 1500 ppm del polímero Kypam, cuya solución tiene una viscosidad óptima igual a 80,7 cP, con el fin de obtener IX una mejor eficiencia de barrido y en consecuencia una mayor recuperación del crudo en el yacimiento. Palabras claves: recuperación mejorada de crudo, mezclas surfactante-polímero, tensión interfacial, viscosidad.
Descripción : Tutor: Dr. Carlos Chinea ; Ing. Migdalia Carrasquero (PDVSA)
URI : http://hdl.handle.net/123456789/14759
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