Un grupo de investigadores del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) realizan un proyecto para producir emulsiones basadas en compuestos hidrofóbicos (que repelen el agua), para mejorar la recuperación de hidrocarburos.

En un comunicado de la Academia Mexicana de Ciencias (AMC), la doctora Natalya Victorovna Likhanova explicó que la investigación busca encontrar nuevos métodos, ya que en México durante la recuperación del petróleo se restringe el uso de técnicas con inyección de emulsiones a base de silicio orgánico.

Por lo general, la extracción del petróleo de un yacimiento se efectúa a través de tres fases que son: recuperación primaria, secundaria y mejorada, detalló el comunicado de la AMC.

En la recuperación primaria, el petróleo sale de manera natural impulsado por la presión del gas o el agua del yacimiento. Durante la secundaria se puede inyectar gas o agua para mantener la presión en el yacimiento.

Una vez que las dos primeras están agotadas se emplea la tercera, que es la recuperación mejorada del petróleo donde se manejan diversas metodologías que son: las térmicas, químicas, microbiales, de perforación horizontal, entre otras.

“El reto, desde la investigación, es buscar emulsiones que no estén hechas a base de petróleo ni a base de siloxanos”, dijo Victorovna Likhanova, encargada de desarrollar el método que pretende llevarse a cabo en Petróleos Mexicanos (Pemex).

“Trabajamos en compuestos hidrofóbicos que sean económicos y no contengan bromo, cloro o flúor, ya que estos pueden contaminar el crudo”, añadió.

La doctora realizó, junto con su equipo de trabajo, diversos experimentos en núcleos de roca, luego hizo simulaciones numéricas de recuperación con emulsiones.

La investigadora explicó que el cierre de algunos pozos petroleros se debe a la disminución en el ritmo de la producción porque se necesita una alta producción de agua.

Lo anterior se debe, puntualizó Victorovna Likhanova, porque cuando a un pozo petrolero se le inyecta agua, con el tiempo la extracción del crudo se reduce debido a que el agua toma canales preferenciales hacia el pozo productor y lo llena.

Si el agua de un pozo petrolero constituye hasta 30 por ciento, se pueden utilizar diferentes polímeros, álcalis o surfactantes para recuperar el petróleo, aseguró la especialista.

Sin embargo, cuando se produce de 50 a 60 por ciento se usa la tecnología de emulsión, la cual bloquea el paso preferencial del agua y la dirige hacia otros caminos dentro del yacimiento. De este modo el agua reconecta el petróleo aislado y se incrementa el total de petróleo que se puede recuperar.

“Estas emulsiones nos permiten recuperar el petróleo a un bajo costo, por ejemplo, al inyectar emulsión equivalente a 10 por ciento de volumen poroso, pues podemos recuperar desde 30 hasta 50 por ciento de aceite residual”, explicó por su parte la Gerencia de Ingeniería de Recuperación Adicional del IMP.

“Mientras que en el caso de los polímeros y los surfactantes, el problema que tienen son sus precios elevados, así como baja resistencia a la salinidad y a la temperatura de los campos mexicanos. Además, se tendría que inyectar de 20 a 30 por ciento de volumen poroso total”, agregó.

Además de la investigación enfocada a los campos del Activo Integral Cinco Presidentes de Pemex en el municipio de Agua Dulce, Veracruz, la doctora realiza otro proyecto con polímeros iónicos para el control de agua en pozos de extrema salinidad y temperatura.

hvh