El petróleo representa la principal fuente de energía y la materia prima más importante para el desarrollo de las actividades de nuestra civilización. Puesto que el consumo energético en 2017 fue de casi 4 billones de toneladas equivalentes (BTE) y para el año 2040 se estima que el consumo de energía proveniente de petróleo alcanzará los 5 BTE, mientras que el consumo energético derivado de otras fuentes como gas, carbón, nuclear, hidroeléctricas y renovables se aproximará a los 3 BTE [1].
Por ello, existe mucho interés para extraer petróleos de las reservas de hidrocarburo (definidas como volúmenes de petróleo que sean recuperables en un determinado tiempo) tomando en cuenta la planificación y la producción de petróleo [2].
Los métodos de recuperación de petróleo se han dividido en tres categorías: primaria, secundaria y terciaria. Entre los más comunes, se puede mencionar el uso del flujo natural del reservorio (recuperación primaria) mientras que la recuperación secundaria está caracterizada por inyección de agua con el propósito de mejorar la movilidad del petróleo y facilitar su extracción. Por su parte, la recuperación terciaria (EOR) contempla la adición de químicos al reservorio después del agotamiento de los procesos primarios y secundarios. La selección del método de recuperación de petróleo depende de las características del yacimiento y del fluido recuperable (petróleo) [3].
En relación con el uso de polímeros en los reservorios para la extracción de petróleo a nivel mundial, los estudios reportan algunos parámetros claves para un proceso exitoso. El crudo debe tener una viscosidad inferior a 150 cP, un grado API superior a 15 y la composición entre saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA) del crudo debe ser favorable.
En cuanto al reservorio, su temperatura debe ser inferior a los 95 ºC, tipos areniscas (o carbonatadas) y una profundidad de 2,800 metros [4]. La inundación de polímeros representa un proceso interesante, porque el material puede incrementar la viscosidad del agua del reservorio y facilitar la extracción del petróleo.
En el caso de México, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reportó que un 20% de petróleo del país ha sido explotado por lo que gran parte del crudo sigue incrustado en los reservorios. Los factores que impiden la extracción del crudo mexicano es que presenta un grado API inferior a 15º (petróleos pesados) y se encuentra en reservorio con temperatura superior a 120 ºC y contenido de sales de 250,000 partes por millón (ppm). La CNH reportó la inundación de polímeros como un proceso viable para extraer mayor cantidad de petróleo residual de estos reservorios [5, 6].
La evidencia científica
Encontrar polímeros capaces de ser aplicados en los reservorios mexicanos (con los factores mencionados) representa un reto. Pruebas preliminares demostraron que los polímeros comerciales se degradan a temperatura superior a 120 ºC y alta concentración de sales. Para sintetizar polímeros con propiedades deseables como: estabilidad térmica y mecánica, compatibilidad con salmuera y viscosidad adecuada, es necesario que se elija la estructura química correcta de los monómeros (unidades repetitivas) ya que muchos pozos tienen altas temperaturas desde 140 hasta 180 °C y salinidad de hasta 400,000 ppm. Además, para preparar polímeros más adecuados para estas condiciones, se deben tomar en cuenta los siguientes criterios:
1) Comportamiento reológico de los polímeros, es decir, su capacidad de disolver y mantener su viscosidad;
2) Estabilidad térmica, que implica una degradación insignificante del polímero a altas temperaturas y que conserve sus propiedades;
3) Alta tolerancia a la sal, donde el polímero debe mantener buenas viscosidades a concentraciones de sal cercanas o superiores a 250,000 ppm.
Los copolímeros (basados en monómeros acrilamida y catiónicos) muestran buenas interacciones electrostáticas, donde la parte iónica funciona como un puente entre la cadena polimérica y las especies iónicas de la solución (estructuras de alta densidad de carga), logrando así obtener polímeros estables en medio salino.
En el Centro de Investigación en Química Aplicada (CIQA), se reportó la síntesis de diferentes polímeros con la capacidad de poder ser empleados en la EOR. Estos polímeros mostraron ser resistentes a altas concentraciones de sales (≥ 250,000 ppm), altas temperaturas (≥ 150 °C) y altas viscosidades (Figura 1)
Cabe mencionar que la investigación realizada hasta el momento no aborda el problema desde la perspectiva de la aplicación de estos materiales más allá del laboratorio. Sin embargo, los resultados obtenidos indican que los polímeros tienen propiedades interesantes y podrían ser considerados como una tecnología viable para su aplicación dentro del sector energético nacional.
Figura 1. Solubilidad de polímeros a diferentes concentraciones de sales (0 a 25% en peso) y viscosidades en función del aumento de temperatura.
Referencias:
[1] bp-energy-outlook-2019.pdf
[2] Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH. (2018). Reservas de hidrocarburos en México: conceptos fundamentales y análisis 2018. México: CNH, 12-86.
[3] Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH. (2018). El futuro de la producción de aceite en México: recuperación avanzada y mejorada. México: CNH, 9-124.
[4] Druetta, P., Raffa, P., Picchioni, F., Applied Energy, 252, 2019, 113480.
[5] Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH. (2019). Procesos de reservas de hidrocarburos de México al 1 de enero del 2019. México: CNH, 2-16.
[6] Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH. (2019). Análisis de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P. México: CNH, 2-33.
Autor: Enrique Javier Jiménez Regalado, Claude St Thomas, Claudia Cecilia Rivera Vallejo, Joseline Guadalupe Torres Martínez, Investigadores en el Centro de Investigación en Química Aplicada (CIQA)
