Drenaje ALCALINO

El drenaje alcalino consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de 0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para lograr un pH entre 8 y 10. A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos reaccionan con la fase acuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son surfactantes similares a los jabones, y a menudo se llaman así. Estos jabones poseen propiedades surfactantes y son susceptibles de modificar la mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial. En ciertos casos se obtienen tensiones bajas (0,01-0,001 dina/cm) para condiciones particulares semejantes al caso de la formulación óptima en el drenaje con surfactante. Al adsorberse los jabones sobre la matrix rocosa, producen una mojabilidad por el aceite que tiende a aumentar la permeabilidad relativa de esta a baja saturación porque promueve la continuidad de dicha fase.

Por otra parte se produce a menudo emulsiones que pueden ser detrimentales (taponamiento) o favorables (reducción de movilidad en fracturas). Finalmente hay evidencia de que la viscosidad interfacial tiende a aumentar en presencia de una fase acuosa alcalina, probablemente por el aumento de la adsorción de moléculas anfífilas de gran tamaño. Tal fenómeno está ligado con un aumento de estabilidad de las emulsiones y en ciertos casos esto parece mejorar la eficiencia de recuperación.

Debido a que el drenaje alcalino involucra surfactantes naturales in-situ, cuya composición es poco conocida, es más difícil interpretar los fenómenos que con un drenaje con surfactantes sintéticos. Sin embargo, varios estudios fundamentales han mostrado recientemente que la fenomenología es la misma, y que el pH juega el papel de variable de formulación al controlar la proporción relativa de ácido sin neutralizar y de sal. De acuerdo con tal resultado es probable que se emplee en el futuro soluciones alcalinas de surfactantes sintéticos, las cuales producirán un anfifilo ternario: ácidos naturales, sus sales de sodio y el o los surfactantes sintéticos.

FUENTE: http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf
IMAGEN: http://www.climablock.com/images/bloque0602.jpg

Entradas populares de este blog

Un simple procedimiento para desarrollar curvas analíticas IPR a partir de simuladores de yacimientos con aplicación en optimización de producción

Imagen
Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P...
Leer más

Estimulación de Pozo (parte II)

Imagen
Estimulación de Pozo (parte II) FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Justificación : En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud. Procedimiento : Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyec...
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu...
Leer más