Page 8 - Número Especial / Verano 2016

Premios de Investigación de la AMC 2015
Ingeniería y tecnología
Natalya Victorovna Likhanova
Trabajan en la recuperación mejorada de hidrocarburos
En México, en el proceso de recuperación mejorada del
petróleo no se deben utilizar los métodos con inyección de
emulsiones a base de siloxanos, por ello, la doctora Natal-
ya Victorovna Likhanova trabaja en un proyecto en el que
se desarrollan emulsiones basadas en compuestos hidrofó-
bicos que tienen la finalidad de ser utilizadas en el Activo dio poroso o roca), con los que posteriormente realizaron
Integral Cinco Presidentes de Pemex, en el municipio de
Agua Dulce, Veracruz.
La extracción del petróleo de un yacimiento se realiza en
tres fases: en la etapa de recuperación primaria el petróleo see el Activo de Producción Cinco Presidentes de Pemex,
surge naturalmente impulsado por la presión del gas o el
agua del yacimiento; después se puede inyectar gas y/o agua
para mantener la presión en el yacimiento, lo que se cono-
ce como recuperación secundaria. Cuando las dos primeras
etapas ya están agotadas, se aplica la recuperación mejorada crudo se reduce debido a que el agua toma canales preferen-
del petróleo, y se emplean diversos métodos que pueden
ser térmicos (estimulación con vapor y combustión en sitio),
químicos (uso de polímeros y surfactantes), microbiales, de
perforación horizontal, etc.
Al respecto, la investigadora de la Gerencia de Inge-
niería de Recuperación Adicional del Instituto Mexicano
del Petróleo (IMP) indicó que en otros países, como Hun-
gría y Rusia, se utiliza la inyección de emulsiones a base
de siloxanos —grupo de compuestos orgánicos que con-
tienen una cadena de átomos de oxígeno y silicio unidos
a los grupos alquílicos— las cuales, además de costosas,
están prohibidas en México, lo que significa que las tec-
nologías que se emplean en el resto del mundo no son
viables para nuestro país, razón por la que trabaja en el
Uso de emulsiones basadas en compuestos hidrofóbicos (que
repelen el agua) como parte del proceso de recuperación
mejorada de hidrocarburos.
“El reto desde la investigación es buscar emulsiones que
no estén hechas a base de petróleo ni a base de siloxanos,
de ahí que trabajamos en compuestos hidrofóbicos, que sean
económicos y no contengan bromo, cloro o flúor, ya que
estos pueden contaminar el crudo”, dijo la especialista en
química orgánica .
8 / Boletín informativo de la Academia Mexicana de Ciencias
El trabajo en el que enfoca sus esfuerzos Natalya Victoro-
vna es en la recuperación del petróleo a través de inyección
de emulsiones oleoacuosas, para lo cual ella y su equipo de
trabajo realizaron diversos experimentos en núcleos de roca
(debido a que la mayoría del petróleo se encuentra en el me-
simulaciones numéricas de la recuperación de petróleo con
el uso de emulsiones.
En algunos campos maduros de México, como el que po-
el ritmo de producción de los pozos petroleros está dis-
minuyendo y presenta una alta producción de agua, por lo
que estos pozos petroleros se cierran. Cuando en un pozo
petrolero se inyecta agua, con el tiempo la extracción del
ciales hacia el pozo productor y lo llena.
Si el agua de un pozo petrolero constituye hasta 30% se
pueden utilizar diferentes polímeros, álcalis o surfactantes
para recuperar el petróleo, sin embargo, cuando se produce
de un 50% a un 60% se utiliza la tecnología de emulsión, la
cual bloquea el paso preferencial del agua y la dirige hacia
otros caminos dentro del yacimiento, con lo que el agua re-
conecta el petróleo aislado, y así se incrementa el total de
petróleo que se puede recuperar.
Los especialistas realizaron las pruebas del laboratorio y
la simulación numérica de la recuperación de petróleo con
el uso de emulsiones. “Estas emulsiones nos permiten recu-
perar el petróleo a un bajo costo, por ejemplo, al inyectar
emulsión equivalente al 10% de volumen poroso podemos
recuperar desde un 30% hasta un 50% de aceite residual,
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 cam-
pos mexicanos, además, se tendría que inyectar de un 20%
a un 30% de volumen poroso total”, mencionó Victorovna,
quien también lleva a cabo otro proyecto relacionado con
polímeros iónicos para control de agua en pozos de extrema
salinidad y temperatura. Noemí Rodríguez