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PETRÓLEO
FACULTAD DE MINAS
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA SEDE MEDELLÍN











La producción de petróleo


Habitualmente se piensa que el petróleo se encuentra debajo de la superficie terrestre en depósitos cavernosos donde reposa; sin embargo, esta no es la situación real. El petróleo está almacenado en rocas que poseen poros de tamaño microscópico, conocidas como rocas de yacimiento. Para que pueda darse la producción de petróleo, este debe fluir a través de estos poros y posteriormente a través del pozo, ayudado por diferencias de presión entre el yacimiento y la superficie.


La industria petrolera se encuentra en un momento de auge en el mundo, al representar el 40% del consumo energético global [1]. Para el año 2030, la Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) predice un incremento importante en el consumo de energía primaria, incluyendo el petróleo, el carbón y el gas natural.


La demanda creciente de petróleo en industrias como la textil y de alimentos, y en la medicina, la agricultura y la construcción, entre otras, ha llevado a la necesidad de explotar yacimientos de crudo pesado y extra pesado, que constituyen al menos la mitad del petróleo recuperable. Los países que poseen los mayores recursos de estos materiales son Canadá, Rusia y Venezuela. Estos tres países representan el 87% de las reservas mundiales y el 81% de la recuperación futura. Si bien la magnitud de petróleo pesado y extrapesado está casi en el mismo orden que las de crudo ligero y medio, su contribución al suministro mundial es menor al 5% [2, 3]. En Colombia, los crudos pesados han tenido una participación promedio en la producción de petróleo de alrededor de 39% [4], y se posicionan como elemento importante para el crecimiento de la extracción futura en el país, además de los yacimientos maduros y las nuevas reservas encontradas [5].


En muchos de los pozos productores pueden presentarse condiciones en las cuales la producción no alcanza las expectativas; esto puede relacionarse con diversos factores, tales como características de baja calidad del yacimiento, aspectos mecánicos que afectan la condición del pozo obtenido y daños de formación.


Cualquier proceso que reduzca la producción natural e inherente de la formación se considera daño de formación. Este puede ocurrir en cualquier momento de la vida productiva de un pozo, ya sea la perforación, el completamiento, la producción, la estimulación o las operaciones de reacondicionamiento. El daño asociado a perforación y completamiento se concentra en la zona cercana al pozo.


Los asfaltenos pueden ser definidos como la fracción más pesada del petróleo, insolubles en solventes como n-heptano y n-pentano, y solubles en otros como tolueno y benceno. Estas fracciones, que se separan del crudo, parecen rocas diminutas y representan serios problemas de producción, dado que al ser moléculas que se asocian entre sí, pueden formar pequeños sólidos capaces de precipitarse y depositarse en el medio poroso y a lo largo del sistema de producción de petróleo. Este fenómeno se denomina daño de formación por asfaltenos.


El alto contenido de asfaltenos y el bajo porcentaje de hidrocarburos con bajo peso molecular ocasionan que el petróleo posea alta densidad y viscosidad, condiciones que, junto con las depositaciones de asfaltenos sobre superficies de roca y tuberías, dificultan la producción, el transporte y la refinación de crudos pesados y extrapesados [6], lo cual tiene como consecuencia la disminución de las ganancias económicas.


Una alternativa


A los yacimientos de petróleo se les aplica tratamientos químicos y mecánicos para remover los depósitos de asfaltenos [7]. Estas técnicas son costosas y temporales, debido a que los asfaltenos pueden redepositarse fácilmente. Sin embargo, las nanopartículas han captado la atención de los investigadores, debido a sus propiedades particulares y su posible aplicación en la industria del petróleo en relación con los asfaltenos [8].


La nanotecnología utiliza materiales de tamaño nanométrico, una millonésima parte de un milímetro, es decir: tan pequeños que son invisibles al ojo humano. A manera de comparación, el tamaño de una nanopartícula es al cuerpo humano como el tamaño de un balón de fútbol es al planeta Tierra. Esta tecnología ha sido estudiada con el fin de mejorar o reemplazar los procesos utilizados actualmente para remediar y prevenir los depósitos de asfaltenos.


La posibilidad de usar nanomateriales radica en que aquellos con alta capacidad de adsorción, gracias a su tamaño de grano, área superficial y composición mineral, tienen la capacidad de capturar rápidamente los asfaltenos del crudo, aun más que la roca [9], mejorando su movilidad en el yacimiento y evitando su agregación y su adsorción sobre la roca. El diámetro de una nanopartícula varía entre 1 y 100 nm, lo que permite un flujo adecuado de ella a través de los poros de los yacimientos, facilitando el tratamiento dentro del medio poroso. Las nanopartículas pueden adsorber asfaltenos y adsorberse en la superficie de la roca, retrasando la precipitación de estos por cambios en la presión, la temperatura y la composición [10-12].


Para cada yacimiento de petróleo, las condiciones de presión y temperatura varían; por eso es necesario encontrar en cada caso el nanomaterial que optimice el proceso de adsorción e inhibición de la precipitación de los asfaltenos. Para determinar cuál es el nanomaterial indicado, se evalúan diferentes materiales mediante pruebas experimentales.


¿Cómo se hace?


La capacidad de captura de los asfaltenos por las nanopartículas y la restauración de la humectabilidad al agua en el medio poroso se evalúan mediante dos pruebas experimentales en laboratorio: adsorción de asfaltenos y medición del ángulo de contacto. A continuación se describen los materiales y los procedimientos para cada experimento.


Adsorción de asfaltenos


Como se mencionó anteriormente, los asfaltenos son la fracción más pesada del petróleo, y para determinar la adsorción de estos compuestos en los nanomateriales es necesario extraerlos del crudo [13]. En el proceso de extracción es necesario utilizar los siguientes reactivos, materiales y equipos:


Crudo del que se extraerán los asfaltenos.


N-heptano ( agente precipitante dada la insolubilidad de los asfaltenos en el químico).


Papel filtro de 8 µm.


Pipetas graduadas o probeta.


Agitador de vidrio.


Beaker o vaso de precipitado de 500 ml.


Magneto agitador.


Plancha de agitación.


Centrífuga.


Ultrasonido.


Una vez dispuestos los materiales y equipos, la extracción de los asfaltenos se realiza de la siguiente manera:


1. Se pesan 10 g del crudo en el vaso de precipitado y por cada gramo se adicionan con una pipeta 40 ml de n-heptano. Se realiza agitación preliminar manualmente.


2. Se coloca el agitador magnético dentro del beaker, y este en la plancha de agitación. La muestra se agita durante 20 horas a una velocidad de 500 revoluciones por minuto.


3. El beaker con la muestra se sumerge en el baño del ultrasonido y se sonica durante 2 horas.


4. La muestra se retira del beaker y se deposita en los recipientes de la centrífuga. Luego la muestra se separa en dos fases mediante movimiento giratorio, durante 15 minutos, a una velocidad de 5.000 revoluciones por minuto.


5. La fase precipitada se filtra y la no precipitada se desecha.


6. La muestra se lava con n-heptano hasta que los sólidos obtenidos tomen un color negro brillante.


7. Finalmente la muestra se seca a temperatura ambiente y se homogeniza.


Una vez obtenidos los asfaltenos, se realizan las pruebas de adsorción en las nanopartículas. Para esto se prepara una solución de asfaltenos y tolueno (disolvente), variando la cantidad de los primeros en el solvente, y mediante calorimetría se obtiene la cantidad de ellos que puede ser adsorbida en la superficie de la nanopartícula. Los materiales necesarios para este procedimiento son:


Asfaltenos (obtenidos del procedimiento experimental anterior).


Tolueno.


Nanopartículas.


Pipetas graduadas.


Agitador de vidrio.


Beaker o vaso de precipitado de 500 ml.


• Beakers o vasos de precipitado de 20 ml (x3).


Agitador magnético (x3).


Planchas de agitación (x3).


Balanza.


Espectrofotómetro UV-vis.


El procedimiento experimental se describe en los siguientes ocho pasos:


1. Se prepara la solución inicial de asfaltenos y tolueno en el beaker de 500 ml, agregando 1 L de tolueno por cada 2.000 mg de asfaltenos.


2. La solución obtenida en el paso anterior se agita manualmente con el agitador de vidrio.


3. Se preparan 3 soluciones, cada una con diferente concentración de asfaltenos (250, 750 y 1.500 mg/L), haciendo uso de los beakers de 20 ml. Para esto, la solución inicial debe diluirse con tolueno.


4. Se agregan 100 mg de nanopartículas a cada una de las soluciones preparadas.


5. Se agita cada solución haciendo uso del agitador magnético y de las planchas de agitación.


6. Cada 15 minutos se toma una muestra representativa de cada beaker y se determina el cambio de color con el espectrofotómetro UV-vis.


7. Se calcula la cantidad de asfaltenos que se adsorben en la superficie de la nanopartícula.


8. Se repite la toma de datos hasta que la cantidad de asfaltenos adsorbidos sea igual.


El procedimiento anterior se realiza con el fin de determinar cuál nanopartícula es capaz de adsorber mayor cantidad de asfaltenos y cuál los adsorbe más rápido.


Ángulo de contacto


El método del ángulo de contacto consiste en estimar el ángulo entre una superficie sólida y un fluido. Si la roca es fuertemente humectable a una especie, la adsorbe instantáneamente, lo que indica un ángulo de contacto de alrededor de 0°. Cuando la humectabilidad se altera, cambia el ángulo de contacto, dependiendo de si la roca es humectable al crudo o al agua, es decir, si la roca encuentra más afinidad con el petróleo o con el agua. Si una especie es humectable al medio poroso, el ángulo de contacto entre la roca y el fluido será inferior a 90°, mientras que si la roca no es humectable a esa especie, el ángulo de contacto será mayor a 90°; si el ángulo de contacto es igual a 90° se habla de humectabilidad intermedia.


Con el fin de determinar si la superficie de una roca porosa dañada por asfaltenos, es decir humectable al petróleo, puede ser reparada con nanopartículas, es necesario preparar las muestras de roca y dañarlas, dado que estas son las condiciones en que se encuentran en el yacimiento. Los materiales para este procedimiento son:


Agua destilada.


Tolueno.


N-heptano.


Crudo.


Pipetas graduadas.


Beakers o vasos de precipitado de 100 ml (x5).


Muestras de roca (diámetro = 5 cm; grosor = 1 cm) (x5).


Agitador magnético (x5). • Plancha de agitación (x5).


Balanza.


Horno.


Una vez conseguidos los materiales y equipos, el procedimiento experimental es el siguiente:


1. Las 6 muestras de roca se lavan con tolueno inicialmente y después con agua destilada hasta que el solvente usado sea incoloro después del lavado.


2. Se secan en el horno durante 2 horas a 40 °C.


3. En cada uno de los beakers se prepara una solución de 200 ml de crudo y n-heptano, donde 70% sea el solvente y 30% el petróleo.


4. Las rocas secas se sumergen cada una en un beaker y se agitan durante 2 días a una temperatura de 60 °C y una velocidad de 500 revoluciones por minuto.


5. Se retiran las rocas de la solución y se lavan inicialmente con n-heptano y después con agua destilada hasta que el solvente usado sea incoloro después del lavado.


6. Las rocas se secan a 60 °C durante 3 horas con el fin de remover cualquier remanente de solvente.


Después de obtener las muestras de roca dañadas, los materiales para determinar por medio del ángulo de contacto si las nanopartículas son capaces de restaurar la humectabilidad de la roca son los siguientes:


Agua destilada.


Crudo.


Tratamientos con diferente cantidad de nanopartículas (0, 100, 300, 600 y 1.000 mg/).


Goteros (x2).


• Beakers o vasos de precipitado de 100 ml (x5).


Muestras de roca dañadas (diámetro = 5 cm; grosor = 1 cm) (x5).


Agitador magnético (x5).


Plancha de agitación (x5).


Soporte universal.


Cámara digital.


Procedimiento:


1. Se toma la medida del ángulo de contacto en la roca dañada colocando una gota de fluido (crudo o agua) lentamente sobre la superficie rocosa, e inmediatamente se toma una fotografía del sistema. El ángulo de contacto se estima mediante un software de diseño.


2. Las muestras de roca se sumergen por separado en el respectivo tratamiento y se someten a calentamiento a 60 °C durante 2 días. Luego las muestras se secan a la misma temperatura durante 24 horas.


3. Se mide nuevamente el ángulo de contacto en las superficies rocosas tratadas con las nanopartículas.


¿Qué obtuvimos?


Para las pruebas de adsorción se usaron dos tipos diferentes de nanopartículas: sílica y alúmina. Con cada una se realizó el mismo procedimiento experimental y una vez obtenidos los resultados se hicieron dos gráficas para cada nanomaterial. En primera instancia se hizo una curva que representa cuántos miligramos de asfalteno pueden ser adsorbidos por cada gramo de nanopartículas que se agreguen a una solución con determinada concentración de los componentes asfalténicos. Además se graficó la variación de esa cantidad de asfaltenos adsorbida en el tiempo, hasta que este valor fuera constante, es decir, hasta que alcanzara el equilibrio de adsorción. En esta figura se presentan los resultados obtenidos para la adsorción de asfaltenos en las nanopartículas de sílica y alúmina. Se observa que las nanopartículas de alúmina adsorben aproximadamente el doble que las nanopartículas de sílica, fenómeno que puede deberse a las propiedades físicas y químicas que posee la alúmina, tales como mayor área superficial y menor tamaño de partícula [14].


En cuanto al comportamiento de la cantidad de asfaltenos adsorbidos en las nanopartículas en función del tiempo, se analiza la evolución de tal cantidad para las nanopartículas de alúmina y sílica respectivamente. Se observa que para las primeras (de alúmina) el tiempo requerido para alcanzar el equilibrio de adsorción aumenta a medida que se incrementa la cantidad de asfaltenos en la solución inicial, mientras que para las segundas (sílica) el equilibrio de adsorción se alcanza para todas las concentraciones iniciales de asfalteno a los 90 minutos después de que las nanopartículas y los asfaltenos entran en contacto. Si se comparan las dos nanopartículas, se observa que para la menor concentración inicial de asfaltenos en el tolueno, 250 m/L, el equilibrio se alcanza primero con las nanopartículas de alúmina, a los 15 minutos, lo que indica una mayor afinidad entre este material y los asfaltenos. Para la concentración de 750 mg/L, el equilibrio de adsorción se alcanza al mismo tiempo para los dos nanomateriales, pero, dado que la cantidad adsorbida en este caso es mayor para la alúmina, se confirma la afinidad de este material con los asfaltenos.


De acuerdo con los resultados obtenidos en las pruebas de adsorción, la alúmina es el material adecuado para realizar las pruebas de ángulo de contacto.


Después de obtenidos los ángulos, se hicieron dos gráficas: una de los ángulos de contacto entre el agua y la roca antes y después de los tratamientos en función de la cantidad de nanopartículas, y una de los ángulos de contacto para el petróleo antes y después del tratamiento, también en función de la concentración de nanopartículas.


En cada gráfica se hizo además una curva del porcentaje de cambio entre los ángulos antes y después del tratamiento. Esta curva está representada por una línea negra continua y marcadores circulares. El punto donde esta curva alcanza el pico más alto representa la concentración de nanopartículas óptima para que el tratamiento sea efectivo, de acuerdo con el fluido utilizado. En el caso de las gotas de agua, se observa que para una concentración de nanopartículas de 100 ppm, el cambio es del 67%, es decir que el ángulo pasa de 32° a 98°, lo que sugiere que la superficie de la roca después del tratamiento no es humectable al aceite sino al agua, como es lo deseado.


En el caso de las gotas de petróleo, el pico máximo se da en 600 ppm, lo que representa un cambio del 100%, dado que inicialmente el ángulo de contacto entre el aceite y la roca era de 0° y después del tratamiento pasó a 120°, lo que nuevamente sugiere que la superficie no es humectable al aceite.


De acuerdo con los resultados obtenidos, se puede concluir que la utilización de nanopartículas para mejorar la producción de petróleo induce a la restauración o la modificación de la humectabilidad del medio poroso, haciendo que la roca de yacimiento tenga preferencia por el agua y permita que el crudo fluya libremente por aquel. Asimismo, las nanopartículas son capaces de capturar los asfaltenos, lo que conlleva a la inhibición de la precipitación de estos a nivel de medio poroso, previniendo así el daño de formación.


Al darle solución al problema del daño de formación por asfaltenos, la producción petrolera aumenta, al igual que las ganancias económicas. Cabe mencionar que el uso de los nanomateriales no ocasiona daños ecológicos, como sí lo hace otra clase de tratamientos químicos, por lo que constituyen la opción más viable económica y ambientalmente para el recobro de crudo.





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