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.
Dificultades en la recuperación mejorada
Los métodos químicos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante milenarios con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa : adsorción, intercambio iónico etc ... Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de noequilibrio.
Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables. Entre los fenómenos antes mencionados se tiene:
Adsorción y retención de surfactante
Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe ser ni demasiado hidrofIlíco ni demasiado lípofílico. Los sulfonatos de petróleo con peso molecular del orden de 430-460 daltons (para sales de sodio) producen tensiones ultrabajas con muchos crudos; no son sin embargo muy solubles en agua, lo que indica que pueden salir de la fase acuosa si disponen de otro sitio favorable o si están sometido a un cambio notable.
Adsorción
La adsorción del surfactante sobre la roca del yacimiento puede alcanzar valores tan altos que tornan el proceso antieconómico. Se han realizado estudios acerca de la influencia de la estructura sobre la adsorción, los cuales parecen indicar que una mayor ramificación de las cadenas alquilo permite mantener la baja tensión y disminuir la adsorción.
Precipitación y retención
El surfactante puede también encontrar un ambiente físico-químico inadecuado, por ejemplo en el caso de sulfonatos, iones divalentes desorbidos de las arcillas. Se sabe que los sulfonatos de calcio o de magnesio son insolubles en agua y que por lo tanto precipitan; a veces pueden incluso migrar a la fase aceite y perder su capacidad de producir tensiones ultrabajas.
Fraccionamiento
Los surfactantes utilizados en RMP tienen que ser poco costosos; en general son sulfonatos de petróleo, que contienen una amplia distribución de pesos moleculares. Tales mezclas pueden fraccionarse entre el agua y el petróleo, con las especies de mayor peso molecular pasando al aceite. Como consecuencia la mezcla de surfactantes que queda en la fase agua posee un peso molecular cada vez mas bajo. Eso resulta en un cambio en la formulación y como consecuencia se pierden las condiciones fisicoquimicas para formulación óptima.
Efecto cromatográfico
La mezcla de surfactante puede también fraccionarse en el proceso de adsorción sobre la roca. Como el fluido se desplaza, esto significa que se empobrece poco a poco en especies más adsorbidas, es decir las de mayor peso molecular. El proceso es esencialmente semejante a una separación cromatográfica.
Intercambio iónico
Las rocas almacén contienen en general o bien caliza, o bien arenisca cementada con arcillas. En ambos casos contienen iones Ca++ que han estado en equilibrio con la salmuera connata. Al inyectar una nueva fase acuosa, se produce en general un nuevo equilibrio físico-quimico, el cual puede resultar en un intercambio de iones entre la solución inyectada y la roca.
Si tal fenómeno resulta en la desorción de cationes polivalentes tal como el Ca++ o el Mg++, que puede producir la precipitación de una parte de los sulfonatos. En todo caso, esta desorción tiende a cambiar la salibnidad de la solución inyectada, es decir que cambia la formulación. Se ha pensado eliminar problema inyectando un cierto volumen de agua antes de inyectar la solución de surfactante. Tal proceso de pre-lavado (preflush) con un agua de salinidad semejante a la solución de surfactante a inyectar debe producir la desorción de los iones divalentes antes del contacto con la solución de surfactante. Paece que este metodo no ha
dado resultados del todo satisfactorios. Una dificultad suplementaria radica en las heterogeneidades del yacimiento, ya que la capacidad de intercambio iónico de la roca puede variar de un punto a otro, dependiendo de la naturaleza química de la roca.
Mantenimiento de la formulación óptima
Se ha discutido en otra parte que se obtiene una tensión interfacial ultra baja sólo cuando se cumple una condición muy estricta entre las variables de formulación: salinidad, tipo desurfactante, tipo y concentración del alcohol, tipo de aceite, y temperatura. Una desviación de 10% del valor de una sola de estas variables puede hacer subir la tensión de 0,0001 dina/cm hasta 0,1 dina/cm; en términos de recuperación esto significa pasar del éxito al fracaso. Las secciones anteriores han mostrado que existen muchos factores cuyo efecto no se puede controlar sin un conocimiento extremadamente preciso de las condiciones locales del yacimiento. Conocer de manera precisa la información adecuada sobre el yacimiento requeriría perforar numerosos pozos con fines de muestreo, lo que representa un costo demasiado alto.
Es por lo tanto necesario flexibilizar el proceso para que pueda tolerar un error de quizás 30-40% en la formulación. Ya que la formulación óptima misma está definida de manera muy precisa, la única forma es variar la formulación de manera continua de un extremo a otro del tapón de surfactante de tal forma que, a pesar de las alteraciones posibles, se encuentre exactamente a la formulación óptima en alguna parte del tapón. Para tales fines se ha desarrollado el método llamado del gradiente de salinidad, en el cual la salinidad del tapón del surfactante varia del frente a la cola de manera continua. En el frente la salinidad es netamente más alta que el valor calculado como óptimo, en la cola es netamente más bajo. A pesar de que las condiciones estén un poco alteradas por los fenómenos de transferencia, adsorción e intercambio iónico, alguna parte del tapón producirá una formulación capaz de exhibir una tensión ultrabaja y por lo tanto capaz de movilizar el petróleo.
Al empezar el tapón por la salinidad más alta se maximiza los fenómenos de adsorción al pasar el frente del tapón. Cuando la cola del tapón pasa encima de la misma roca, ya que la salinidad ha bajado. Esto permite reducir la dispersión cromatográfica de tapón de surfactante y su dilución.
Este proceso ha dado buenos resultados en ensayos pilotos y es probable que se vuelva el método clásico el día que se desarrollen las inyecciones de surfactante.
Problemas de emulsiones
En el frente del tapón de surfactante se produce la movilización del aceite atrapada, la cual tiene tendencia a desplazarse. El cizallamiento producido por el movimiento en el medio poroso es muy bajo, pero en presencia de una tensión interfacial ultra-baja, puede ser suficiente para producir emulsiones. Por otra parte, las emulsiones pueden resultar de procesos de no-equilibrio como la emulsionación espontánea en presencia de surfactantes, o cuando éste se forme in-situ al contactarse un crudo ácido con una solución alcalina.
La experiencia muestra que si el sistema está a la formulación óptima, las emulsiones son extremadamente inestables, y se han encontradas varias razones a eso. En este caso la emulsión coalesce, lo que favorece la formación del banco de aceite. Esto no ocurre obligatoriamente en los procesos de drenaje alcalino, ya que la emulsión formada resulta de un fenómeno de no-equilibrio (transferencia de masa) que no se produce necesariamente a la formulación óptima. En tal caso las emulsiones formadas pueden ser a menudo estables y viscosas y pueden taponar el yacimiento. Eso ha ocurrido en ciertos ensayos pilotos, y por lo tanto ha despertado suspicacia acerca del método alcalino.
Sin embargo debe notarse que la presencia controlada de una emulsión viscosa puede ser beneficiosa porque puede taponear las zonas de alta permeabilidad y así obligar el fluido inyectado a penetrar en las otras zonas. Esto implica saber producir tales emulsiones cuando se quiere, es decir al principio de la inyección o en el frente del tapón, y por otra parte saber evitarlos después. La combinación de inyección alcalina y de surfactantes seguida de un tapón depolímero (llamado método ASP) debería permitir resolver este problema.
Problemas con polímeros
El tapón de polímeros es mucho más sencillo desde el punto de vista físico-químico que el tapón de surfactante. Sin embargo los polímeros son también susceptibles de precipitarse, formar nuevas fases al contacto del tapón de surfactante, adsorberse en la roca, o ser retenido por filtración en los poros pequeños. Además se debe considerar que una molécula de polímero hidrosoluble que se desplaza con su fluido solvente está sometido a esfuerzos de cizallamiento al atravezar cada poro, y eso
millones de veces consecutivamente. Tal "mal" tratamiento puede producir la ruptura de la cadena polimérica, resultando ésta en una degradación del polímero y una disminución de suefecto viscosante.
Taponamiento controlado con espumas
Cuando el yacimiento presenta fracturas y/o zonas de alta permeabilidad, los fluidos inyectados, que sean soluciones acuosas o vapor, tienden a "escaparse" por este camino de menor pérdida de carga, y por lo tanto no penetran en las demás zonas. Esto resulta en una pésima eficiencia de barrido y por lo tanto en una baja recuperación. El fenómeno se agrava por si mismo, porque al barrerse estas zonas, se moviliza el petróleo de tales zonas y su permeabilidad aumenta en consecuencia.
Si se pudieran tapar estas zonas después de haber movilizado el petróleo que contienen,los fluidos inyectados tendrían que penetrar en las zonas de menor permeabilidad.
Esto es lo que se está intentando hacer con espumas. Como se discutió al principio, Jamin descubrió que una espuma presenta una considerable resistencia al fluir en un capilar. Tal hechose explicó mediante la ley de Laplace y por la diferencia entre el ángulo de contacto de avance y el de retroceso. Obviamente el problema es mucho más complejo en un medio poroso de forma aleatoria que en un capilar de vidrio, pero cualitativamente es el mismo.
El estudio de las espumas y de la importancia del ángulo de contacto está todavía en sus primeros pasos, y se puede decir que no se ha aún llegado a obtener resultadosreproducibles de manera indiscutible. Esto no ha impedido que las compañias petroleras empiezan a emplear el fenómeno, mientras se sigue trabajando para entenderlo.
Un campo particularmente importante es el de las inyecciones de vapor. El vapor es un fluido mucho menos viscoso que los fluidos del yacimiento, y por lo tanto posee una tendencia extrema en escaparse por los caminos de menor pérdida de carga, es decir las zonas de baja permeabilidad. Además, el drenaje con vapor es mucho más sensible al efecto de la gravedad que el drenaje con agua, debido a la gran diferencia de densidad entre el vapor y los fluidos del yacimiento. Es por lo tanto de extrema importancia reducir los caminos preferenciales en la inyección de vapor.
Al inyectar vapor con aditivos surfactantes se puede producir una espuma, la cual se introduce en los caminos preferenciales y tiende a taponarlos, obligando así el vapor a penetrar en las zonas menos permeables. Sin embargo el problema es extremadamente complejo porque el vapor termina siempre por condensarse a cierta distancia del pozo, resultando el sistema en una solución de surfactante cuya composición debe ser la más efectiva posible para el drenaje con solución caliente de surfactante subsiguiente. También el problema se complica por el hecho de que el vapor es a la vez compresible y condensable. Se pueden producir espumas estables inyectando aire o un gas inerte, pero entonces se debe evitar que tales espumas penetren en las zonas poco permeables. Hay también que considerar que el vapor está en equilibrio con una fase salmuera y una ase aceite, y que el desempeño del surfactante puede sufrir las mismas alteraciones que para un drenaje con soluciones de surfactantes.
Además se debe notar que la temperatura de los fluidos puede variar desde mas de 200°C en cabeza del pozo inyector hasta 50-60°C en la zona del yacimiento todavía fría. Esto significa que se requiere un surfactante estable a alta temperatura y cuyas propiedades no varían con la temperatura, requisito difícil de cumplir cuando se conoce el efecto de la temperatura sobre los surfactantes, particularmente los no-iónicos. En conclusión se puede decir que todavía hace falta bastante trabajo de investigación y desarrollo para dominar esta técnica.
PROCESO DE TRATAMIENTO MEJORADO PARA GASES DE DESECHO DE AZUFRE
Un proceso para expulsar vestigios de hidrocarburos aromáticos de un caudal de alimentación de gas de desecho de ácido que comprende sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, agua, y dichos hidrocarburos aromáticos, en tanto dicho caudal de gas de desecho de ácido comprende una cantidad sustancial de gas de ácido, caracterizado porque se pasa el caudal de alimentación de gas de desecho de ácido bajo condiciones de adsorción efectivas a través de un adsorbente de zeolita de sílice superior que resulta eficaz para la adsorción de los mencionados hidrocarburos aromáticos y agua a los efectos de proveer un caudal de efluente tratado esencialmente libre de dichos hidrocarburos aromáticos.
DESCONTAMINACIÓN DE SUELOS
Los suelos contaminados con petróleo crudo pueden limpiarse con tecnologías físicas, químicas o biológicas. Se evaluó la limpieza de suelos contaminados con petróleo usando el pasto alemán (Echinochloa polystachya) asociado con poblaciones autóctonas de bacterias y hongos rizosféricos. Para ello se realizó un experimento en invernadero con un arreglo factorial 3×4×2 en un diseño completamente al azar con cuatro repeticiones por tratamiento. Se utilizó suelo con 98 mg kg-1 de hidrocarburos totales del petróleo (HTP) de origen biogénico; tres concentraciones de petróleo (98, 50 000 y 100 000 mg kg-1), cuatro tipos de inóculos (sin microorganismos, con bacterias, con hongos y con asociación bacterias-hongos) y dos de planta (con rizosfera y sin rizosfera del pasto alemán), fueron evaluados.
Para cuantificar bacterias y hongos se utilizó el método de recuento en cajas Petri. La degradación de HTP se midió por espectrofotometría infrarroja con el método EPA 418.1, y la producción de biomasa vegetal por peso seco. Las bacterias, los hongos y la asociación bacterias-hongos tuvieron las poblaciones más grandes a los 120 d con diferencias (p=0.05) en los tratamientos con rizosfera del pasto alemán en suelo con 50 000 mg kg-1 de HTP. Las poblaciones máximas fueron 16×107 UFC de bacterias g-1 de suelo seco y 17×104 UFC de hongos. En la asociación la población de bacterias disminuyó una unidad exponencial, pero los hongos aumentaron tres unidades exponenciales. La degradación de petróleo fue mayor (p=0.05) a los 120 d en suelos con 100 000 mg kg-1 con rizosfera inoculada con la asociación bacterias- hongos; el tratamiento removió 48% de los HTP. La producción de materia seca fue significativa en el tratamiento testigo (16.3 g) y la mayor disminución fue 53% en el suelo con 100 000 mg kg-1 de HTP con bacterias. Por lo antes expuesto, este método puede ser efectivo en el tratamiento de suelos contaminados.
DESCONTAMINACIÓN DE MARES Se aplica un sistema llamado “BIORREMEDACIÓN”, Se trata de un sistema que utiliza microorganismos para limpiar determinados residuos tóxicos, especialmente los vertidos de petróleo en el mar. La naturaleza posee una cierta capacidad de limpieza de los elementos contaminantes que la perturban. Microorganismos como levaduras, hongos o bacterias degradan una gran cantidad de sustancias tóxicas, reduciendo su carácter nocivo o incluso volviéndolas inocuas para el medio ambiente y la salud humana. La biorremediación consiste en acelerar este proceso natural para mitigar la contaminación ambiental.
Las técnicas de biorremediación utilizadas en la actualidad son diversas:
Intrínseca:El propio medio ambiente ataca el problema si se dan las condiciones óptimas, aunque se controla el proceso por si se produjesen compuestos tóxicos secundarios.
In-situ:Se acelera el proceso en el mismo medio modificando las condiciones ambientales (pH, nutrientes, humedad, temperatura, oxígeno, etc.), añadiendo nutrientes para multiplicar los organismos del lugar, o inoculando organismos más eficaces para el vertido concreto. La adición de nutrientes es la opción más económica y la que ofrece más posibilidades de éxito hoy día.
Ex-situ: El contaminante se extrae y se degrada en otro sitio en condiciones controladas de laboratorio. No obstante, se trata de un proceso más caro y que no puede realizarse en la mayoría de las ocasiones.
Utilización de organismos modificados
·La introducción de un gen en el organismo específico para el vertido.
· El desarrollo de cepas biosensoras luminiscentes, que permitirían monitorizar el proceso de degradación.
· Creación de plantas transgénicas para limpiar suelos contaminados.
El uso de organismos modificados es prometedor. Sin embargo, sus detractores advierten de sus posibles efectos secundarios sobre el medio ambiente, por lo que deben hacer frente a importantes restricciones legales, y recuerdan que en la mayoría de los casos los organismos naturales pueden servir igualmente.
Mareas Negras
Los científicos llevan años desarrollando diversos sistemas de biorremediación, especialmente para combatir los efectos de las mareas negras, donde se han mostrado más eficaces. En definitiva, el petróleo es una fuente de carbono, un nutriente para las bacterias. En 1978, tras el vertido del petrolero Amoco Cádiz en las costas francesas, la empresa Elf Aquitaine desarrolló un producto, el Inipo EAP 22, compuesto de urea, laurilfosfato y ácido oleico. Estas sustancias reforzaron las poblaciones de microorganismos degradadores de hidrocarburos, que contribuyeron a la limpieza del vertido. El éxito de este producto llevó, en 1989, a utilizarlo nuevamente para la limpieza de otra marea negra famosa: la del buque Exon Valdez, frente a las costas de Alaska.
Más recientemente, las labores de descontaminación del Prestige también han contado con este sistema, dado que buena parte del hidrocarburo aún queda en los tanques, a una profundidad de 3.800 metros. Expertos de las universidades de Granada y Texas, del Instituto de Oceanografía de Marsella y de Repsol YPF ideaban un producto biorremediador, denominado NPK, y compuesto por una mezcla de nitrógeno, potasio y fósforo, con cantidades menores de hierro y sulfatos.
En cualquier caso, aunque los procesos de descontaminación sean efectivos, no hay que olvidar que se trata de una técnica paliativa, por lo que hay que apostar por una política preventiva que minimice los riesgos de contaminación.
Gas Natural licuado
·El gas natural licuado (GNL) es el gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida o para ser almacenado cómo reserva para luego ser vaporizado nuevamente.
· Es la mejor alternativa para abaratar costos en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado por gasoducto.
· El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -161 °C donde la licuefacción reduce en 632 veces el volumen de gas transportado.
· Hoy en día las operaciones de GNL están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en vías de desarrollo.
· Por ejemplo en la Argentina se encuentra la planta Peak Shaving propiedad de Gas Natural capaz de almacenar GNL y gasificarlo llegado el momento.
· Actualmente se consumen 104 millones de toneladas anuales de GNL en el mundo. Las proyecciones varían pero se espera para 2010 que la producción se pueda duplicar.
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PROCEDIMIENTO PARA LICUAR UNA CORRIENTE DE GAS PRESURIZADO RICA EN METANO
Un procedimiento para licuar una corriente de gas presurizado rica en metano, comprende las siguientes etapas:
· Extraer una primera ración de la corriente de gas presurizado y entrópicamente expandir la primera fracción extraída a una presión inferior para enfriar y por lo menos parcialmente licuar la primera fracción extraída;
· Enfriar una segunda fracción de la corriente de gas presurizado por intercambio de calor indirecto con la primera fracción expandida;
· Expandir la segunda fracción de la corriente de gas presurizado a una menor presión, de este modo licuar al menos parcialmente la segunda fracción de corriente de gas presurizado.
· Remover la segunda fracción licuada del procedimiento como una corriente de producto presurizado que tiene una temperatura por encima de -112 °C y una presión a/o por encima de la presión de su punto de ebullición.
Partiendo de la definición de reserva como el producto del volumen original de hidrocarburos (N o G) por el factor de recuperación, R y una vez que se han establecido los métodos Volumétricos y de Balance de Materia para determinar los volúmenes originales de hidrocarburos, queda por discutir el establecimiento del Factor de Recuperación.
El Factor de Recuperación de los yacimientos depende de muchas variables, entre las que destacan:
Grado de heterogeneidad y anisotropía de las propiedades de la roca.
Propiedades Físico-Químicas de los fluidos.
Tipo de empuje predominante en el yacimiento.
Proceso de Explotación: declinación natural, recuperación secundaria, recuperación mejorada, etc.
Ritmo de extracción. Algunos yacimientos son muy sensibles al ritmo de extracción.
Número de pozos y su localización.
CÓMO ESTABLECER EL FACTOR DE RECUPERACIÓN:
Mediante expresiones matemáticas o estadísticas.
Mediante curvas de declinación.
Con Ecuaciones de Balance Materia.
Por Simulación Numérica
Las curvas de declinación se construyen con la producción histórica diaria, mensual o anual contra el tiempo, ensayándose escalas normal-normal, normal-logarítmica, logarítmica-logarítmica, normal-Ln, Ln-Ln, etc. Y se selecciona la que proporcione la tendencia mejor definida en la parte final de la curva resultante, extrapolándola hasta la producción de abandono.
La integración del área bajo la curva dará la recuperación final del yacimiento, que dividida entre el volumen original de aceite @ c.a. dará el Factor de Recuperación.
