Análisis de la Tensión Interfacial Entre Dos Fluidos Inmiscibles con el Uso de Cuatro Surfactantes (Catiónico, No-Iónico), de la Arena Productora U Inferior del Campo Pindo

La aplicación de recuperación mejorada puede incrementar el factor de recobro en más de un 20% después de aplicar recuperación primaria y secundaria. Para recuperar ese petróleo remanente de los reservorios se puede inyectar fluidos con surfactantes, lo cual está dentro de la recuperación terciaria. En este trabajo, se examina las tensiones interfaciales y superficiales con el uso de cuatro surfactantes comerciales en diferentes concentraciones. Generando curvas para analizar la tensión interfacial entre dos fluidos inmiscibles (agua de inyección con surfactante y petróleo). La investigación se desarrolló en tres fases. En la primera, se analizaron las propiedades del agua (salinidad y concentración de sólidos disueltos), surfactante (pH y el análisis de espectrometría infrarroja) y petróleo (BSW y API). En la segunda fase se midieron las tensiones superficiales (TS) en una mezcla de agua de formación y surfactante a diferentes concentraciones para obtener la concentración micelar crítica (CMC), y en la tercera fase la medición de tensiones interfaciales (IFT) en los dos fluidos inmiscibles. Es decir, una mezcla de agua de inyección, surfactante y petróleo del campo Pindo. Las muestras de fluidos fueron proporcionadas por Petrosud Petroriva. Con los resultados, se procedió a generar curvas de Tensión superficial e interfacial Vs Concentración. El surfactante HALMX152805-2 de tipo no iónico con grupos funcionales de Alquil e Hidróxilo a una concentración del 0.3% en peso, tuvo la mayor reducción tanto en la CMC e IFT.