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Recuperación mejorada de petróleo en sistemas
porosos haciendo uso del surfactante producido por
Pseudomonas aeruginosa Pb18 Santiago Hernández Villamizar, Martha Vives Flórez, Andrés González
Barrios Universidad de los Andes, Facultad de Ingeniería, Departamento de Ingeniería Química
Resumen: Gran parte del petróleo mundial es producido por la inyección de agua para mantener la presión
del yacimiento y barrer el petróleo de los pozos de producción[1]. Sin embargo no se logra recuperar el 100%
del petróleo existente en los pozos, dada las limitaciones fisicoquímicas, como lo es la alta tensión superficial
en el sistema agua-petróleo que puede resultar en altas fuerzas capilares que retienen el petróleo a rocas del
yacimiento, por tanto esto es un gran inconveniente en las zonas porosas del pozo [2]. En este trabajo se
evalúa el uso del surfactante producido con la bacteria Pseudomonas aeruginosa Pb18 como solución a esta
problemática mediante la recuperación mejorada del petróleo sustentado por un modelo a escala. Para realizar
el modelo a escala se utiliza el test de columna de arena que simula las zonas porosas de los pozos petroleros.
Los resultados obtenidos muestran que el surfactante producido por la bacteria utilizada en este trabajo
permite una recuperación mejorada del petróleo un 10% por encima que el control negativo (sin surfactante).
1. Introducción
1.1 MEOR (Microbial Enhanced Oil
Recovery)
La mayoría de la energía del mundo
proviene de fuentes no renovables de
combustibles fósiles. El petróleo crudo
obtenido a partir de estos recursos por
parte de los métodos utilizados
actualmente conduce a la recuperación
sólo del 8-30% del total de crudo presente
en el depósito[4]. Por esta razón la
recuperación de petróleo es un reto, dado
que el resto del crudo a menudo se
encuentra en las regiones de la reserva
que son de difícil acceso, por ejemplo el
petróleo que se mantiene en los poros de
las rocas o arena del pozo por la presión
capilar[3].
MEOR es el uso de microorganismos
para recuperar petróleo adicional presente
en las zonas porosas de los pozos,
aumentando así la producción de petróleo
de un yacimiento. En esta técnica se
seleccionan microorganismos que se
introducen en los pozos de petróleo para
producir productos metabólicos inclu-
yendo surfactantes o polímeros que se
consideran útiles para la liberación de
petróleo atrapado[4]. De las diferentes
técnicas de recuperación de petróleo que
existen MEOR tiene el potencial de ser
rentable[3].
La técnica MEOR logra mejorar la
recuperación de petróleo por los
siguientes métodos[4].
Reducción de la viscosidad del aceite: El
aceite es un líquido espeso que no fluye
con facilidad, los microorganismos
ayudan a romper la estructura molecular
del petróleo, por lo que es más fluido y
más fácil recuperarse del pozo[4].
La producción de gas de dióxido de
carbono: Como un subproducto del
metabolismo los microorganismos
producen gas de dióxido de carbono. Con
el tiempo, este gas se acumula y desplaza
el aceite en el pozo, al conducirlo hasta y
fuera de la tierra[4].
La producción de biomasa: Cuando los
microorganismos metabolizan los
nutrientes que necesitan para la
supervivencia, se da la producción de
biomasa orgánica como un subproducto.
Esta biomasa se acumula entre el petróleo
y la superficie de la roca, desplazando el
petróleo de los poros por lo que es más
fácil recuperarlo del pozo[4].
Selectividad de taponamiento: Algunos
microorganismos segregan sustancias
viscosas llamadas exopolisacáridos para
protegerse de la desecación o ser presa de
otros organismos. Esta sustancia ayuda a
las bacterias a tapar los poros en las rocas
del pozo para que el aceite se pueda
mover en las superficies de roca pasando
con más facilidad[4].
La producción de surfactantes: Los
microorganismos producen compuestos
bioactivos llamados biosurfactantes por
la descomposición del aceite. Estos
biosurfactantes actúan como detergentes,
ayudando al petróleo a tener mayor
libertad de movimiento fuera de las rocas
y grietas para que pueda viajar con más
facilidad fuera del pozo[4].
En un proceso de MEOR, las condiciones
para el metabolismo microbiano se
apoyan a través de la inyección de
nutrientes. En algunos procesos, esto
consiste en inyectar carbohidratos
fermentables como la melaza. Algunos
embalses también requieren nutrientes
inorgánicos como sustratos para el
crecimiento celular o para servir como
receptores alternativos de electrones en
lugar de oxígeno[3].
MEOR, para ser económicamente viable,
exige el uso de cepas microbianas y que
los compuestos producidos por ellas sigan
siendo viables en condiciones del
yacimiento como temperaturas de hasta
85°C, presión sobre 17.23MPa, extremos
de pH y 1.3–2.5% de salinidad [3] [5]. De
acuerdo con una evaluación estadística
(1995 en EE.UU.), 81% de todos los
proyectos MEOR demostraron un
aumento incremental positivo en la
producción de petróleo y sin disminución
de la producción de petróleo como resul-
tado de los procesos de MEOR.
Los efectos de la actividad bacteriana en
el depósito se magnifican por su
crecimiento conjunto, mientras que en las
otras tecnologías de recuperación los
efectos de los aditivos tienden a disminuir
con el tiempo y la distancia[6].
Ecológicamente la técnica MEOR no
presenta mayor riesgo ya que los
productos son biodegradables y no se
acumula en el medio ambiente[6].
La técnica MEOR se puede aplicar de tres
estrategias diferentes; Ex situ que consta
de producir los biosurfactantes y luego
inyectarlos en el pozo. In situ el cual
busca la multiplicación de los
microorganismos en las rocas del pozo
previamente inyectados. Inyección de
nutrientes seleccionados en el pozo para
la estimulación de microorganismos
nativos en la reserva petrolera[8].
1.2 Compuestos utilizados en MEOR
Surfactante
Los surfactantes son moléculas anfi-
páticos de bajo peso molecular que
reducen la tensión superficial entre el
petróleo y el agua, y entre el petróleo y la
roca donde se encuentra reposado el
petróleo, por tanto tienen acción
emulsificante facilitando de esta manera
el desplazamiento del crudo atrapado en
los poros de las rocas por el aumento de
la capilaridad. Asimismo por su
biodegradabilidad y baja toxicidad tienen
aceptación ecológica y por esto en años
recientes han tenido gran atención. [3, 9].
El tipo, calidad y cantidad de producción
del surfactante en las bacterias se ve
influido por los elementos traza y por el
origen del carbono[10]. Se ha demostrado
que la adición de iones metálicos (Mg2,
Ca2, elementos traza y Fe2) aumenta el
rendimiento dos veces del surfactante
cuando se suman, en lugar de aportarlos
de forma individual [4]. Aminoácidos
como el ácido aspártico, asparagina, ácido
glutámico, valina y lisina también
muestran aumento en el rendimiento de
surfactante en un 60% [4]. Los surfac-
tantes más utilizados en MEOR son
glicolípidos, lipopeptidos y ramno-
lipidos, entre los que se destacan los
lipopeptidos surfactina y lichenysin[3].
Biopolímeros
Los biopolímeros o expolisacaridos
aumentan la viscosidad del agua y
cambian la permeabilidad al tapar los
poros en las rocas dentro del pozo con el
fin de facilitar el barrido de las áreas de la
reserva al tener un mayor control sobre la
movilidad del agua[3, 6]. La acción de
los biopolímeros tiene un mejor resultado
cuando el radio medio del poro es inferior
a dos veces al diámetro de las bacterias.
En conclusión el papel de los
biopolímeros microbianos en la
recuperación mejorada de petróleo es
mejorar la eficiencia volumétrica de
barrido de inyección de agua por
taponamiento selectivo de zonas de alta
permeabilidad [11]. Es decir los
polímeros reducen la movilidad de la fase
acuosa y por tanto aumentan la eficiencia
de barrido[5].
Gas, ácidos y solventes
Gases, ácidos y solventes producidos por
los microorganismos son útiles para
aumentar la permeabilidad a través de la
redes porosas y para presurizar el
depósito de petróleo[3].
Las bacterias pueden fermentar los
hidratos de carbono para producir gases
como el CH4, CO2 y H2. Tales gases
producidos in situ pueden contribuir a la
acumulación de presión en un depósito de
presión baja. Además estos gases pueden
disolverse en el petróleo y reducir su
viscosidad[3]. Se producen solventes
tales como acetona, etanol, 1-butanol y
butanona que también pueden disolver y
eliminar los hidrocarburos pesados y
están involucrados en la estabilización y
reducción de la tensión interfasial lo cual
promueve la emulsificación [6].
Biomasa
Cuando los microorganismos metabolizan
los nutrientes que necesitan para
sobrevivir, la producción de biomasa
orgánica se da como un subproducto. Esta
biomasa se acumula entre el aceite y la
superficie de la roca, físicamente
desplazando el aceite por lo que es más
fácil de recuperar el petróleo del pozo[4]
1.3 Microorganismos en MEOR
Existen un gran número de
microorganismos capaces de producir
surfactantes, polímeros, solventes, ácidos
y gases, útiles en la recuperación
mejorada de petróleo. A continuación se
muestran en las tablas 1, 2 y 3 los
microorganismos más reportados capaces
de producir estos compuestos.
Tabla 1. Microorganismos productores de
Surfactantes
Microorganismo Surfactante Ref.
Aeromonas sp. Gl [4]
Pantoea Gl [4]
Ps.aeruginosa Gl [4, 8, 12]
Ps.fluorescens Gl [4, 8]
Str. thermophilus Gl [4]
Rhodococcus sp. Gl [13]
B. subtilis L [4, 8, 14]
Arthtobacter sp. L [2, 15]
B. licheniformis L [2, 8, 16]
Ps.fluorescens L [2]
Ps.aeruginosa R [4, 14]
Pseudomonas sp. R [4]
Bacillus sp. R [13]
Kl. oxitoca Lo [4]
Bacillus sp. Lo [4]
Rhodococcus sp. Lo [2] GL:Glicolipidos, L:Lipopeptidos,
R:Ramnolipidos, Lo: Lopipolisacaridos
Tabla 2. Microorganismos productores de
biopolímeros
Microorganismo Biopolímero Ref.
Xanthomonas sp. Xanthan gum [3]
Aureobasidium so. Pullulan [3]
Bacillus sp. Levan [3]
Alcaligeness sp. Curdlan [3]
Leuconostoc sp. Dextran [3]
Sclerotium sp. Scleroglucan [3]
Tabla 3. Microorganismos productores de gas,
ácido y solventes
Microorganismo Comp. Tipo Ref.
Clostridium Gas M, H [3]
Enterobacter Gas M,H [3]
Methanobacterium Gas M,H [3]
Clostridium Ácido P, B [3]
Enterobacter Ácido P, B [3]
Clostridium Solvente A, Bt [3]
Zymomonas Solvente A, Bt [3]
Klebsiella Solvente A, Bt [3]
M:Metano, H:Hidrogeno, P:Propionico,
B:Butirico, A:Acetona, Bt:Butanol
1.4 Modelo de zona porosa
En los pozos de petróleos el movimiento
de los sustratos, microorganismos,
nutrientes y demás productos biológicos
en la fase acuosa es controlado
principalmente por el transporte
advectivo-dispersivo y por procesos de
tensoactivos que ocurren en la interface
agua-petróleo [17].
Cuando se utiliza la modalidad in situ en
la técnica MEOR la deposición de
bacterias en la matriz solidas es afectada
por las propiedades físicas y químicas del
fluido y los poros de las rocas como los
son la fuerza iónica, el pH y carga
superficial, también por las características
de la superficie de las bacterias tales
como la carga de la superficie celular y la
hidrofobicidad [17].
Varios parámetros son necesarios a tener
en cuenta para poder realizar un modelo
de la recuperación mejorada de petróleo.
La porosidad es uno de los parámetros
más importantes en el modelo de zona
porosa por tal razón debe estar presente
en los balances de masa y en las
ecuaciones de transporte, como lo
muestra el trabajo realizado por Li y
colaboradores en 2008 [17] en las
ecuaciones que presenta para el modelo
matemático de la técnica MEOR.
Dado que la modalidad de la técnica
MEOR que se utilizó en el presente
trabajo es ex situ y en especial por el uso
de surfactantes, el parámetro de la tensión
superficial es de gran valor para el
modelo de zona porosa. Bang y Caudle en
1984 desarrollaron un modelo que
describe la relación entre la tensión
superficial y la concentración de
surfactante de tal forma que se expone
que la tensión superficial depende de la
concentración del surfactante en la forma
de una función exponencial [17].
Por otro lado se tiene que el mejor
modelo que describe el desplazamiento
del agua que desplaza el petróleo a través
de la zona porosa está regido por la ley de
Darcy [17].
1.5 Problemática en Colombia
Colombia produce 785.000 barriles
diarios de petróleo situándose entre los 30
países de mayor producción en el mundo.
El petróleo es una de las mayores fuentes
de ingreso a la economía del país, en
consecuencia es de gran interés nacional
el desarrollo científico en el área petrolera
ya que si se logra obtener más petróleo de
los yacimientos ya encontrados y de los
que están por descubrirse la economía
nacional se verá altamente favorecida.
El uso de la técnica MEOR utilizando
como herramienta la aplicación directa
del surfactante o la producción in vivo
mediante la aplicación de microor-
ganismos en el pozo, es una posibilidad a
la problemática energética y económica.
Este trabajo tiene como fin evaluar la
recuperación mejorada de petróleo
haciendo uso del ramnolípido producido
por Pseudomonas aeruginosa Pb18,
sustentado mediante un modelo a escala.
2. Metodología
2.1 Muestra de petróleo, surfactante,
microorganismo y medios de
cultivo
La muestra de petróleo es proveniente de
los pozos de Puerto Boyacá, municipio
del Departamento de Boyacá, Colombia.
El petróleo tiene un grado API de 14.2, y
el pozo de donde se obtuvo el petróleo
tiene una temperatura de 34°C, una
presión de 80 psi y un porcentaje de
solidos menor al 0.1%. Esta información
es proporcionada por ingenieros que
trabajan en el pozo.
El microorganismo que se utilizó para la
producción del surfactante fue
Pseudomonas aeruginosa Pb18 cepa
otorgada por el Centro de Investi-
gaciones Microbiológicas, CIMIC de la
Universidad de los Andes. Esta cepa ha
sido fuente de investigación en el CIMIC
en la producción y caracterización de
surfactantes, por esta razón fue escogida
para el presente trabajo.
El surfactante producido por
Pseudomonas aeruginosa Pb18 según
los resultados presentados en el trabajo
realizado por Clavijo en 2008 es un
surfactante del tipo ramnolípido y en
consecuencia es un emulsificante aceite
en agua (O/W), asimismo se comprobó
que la mejor fuente de carbono para la
producción del surfactante es aceite
vegetal [29].
Los medios de cultivo utilizados fueron
medio LB y Medio Mínimo de Sales
(MMS). El medio LB consta de NaCl 10
g/L, triptona 10 g/L y extracto de
levadura 5 g/L, para medio solido se
agrega agar 15 g/L.
Y el MMS está compuesto por KH2PO4
1.5 g/L, K2HPO4-3H2O 4.8 g/L, extracto
de levadura, 0.1 g/L, Na3(C6H5O7)-2H2O
0.5 g/L, (NH4)2SO4 1 g/L, MgSO4-7H2O
0.2 g/L, 5 mL de solución elementos
traza, con un pH ajustado a 7.2. La
solución elementos traza contiene
CaCl2.2H2O 0.4 g/L, MnCl2.-4H2O 0.08
g/L, NiCl2.6H2O 0.08 g/L, ZnSO4.7H2O,
0.08 g/L, FeCl3.-6H2O 0.1 g/L,
Na2MoO4-2H2O, 0.04 g/L.
2.2 Extracción y producción del
surfactante
La extracción y producción del
surfactante se realizó con el fin de obtener
el compuesto útil para la recuperación
mejorada del petróleo. Para producirlo se
sembró la bacteria Pseudomonas
aeruginosa Pb18 en tubos con 3 mL de
medio LB y se incubó por 18 horas a 30
°C y 150 rpm. Luego se tomó 1 mL del
cultivo LB overnight y se añadió a 9 mL
de medio MMS (cantidades por tubo) el
cual se incubó por 24 horas a 30°C y 150
rpm. Para el montaje del fermentador se
preparó medio MMS, se le añadió 2%
V/V del medio MMS overnight y 2%
V/V de aceite vegetal estéril. Seguido se
montó el fermentador con la mezcla
anterior y se puso por 6 días a 30°C y 150
rpm. Para extraer el surfactante fue
necesario dividir las muestras obtenidas
del fermentador en falcons con un
volumen igual a 45 mL y se centrifugaron
a 5000 g por 15 minutos. Finalmente se
recolectó el sobrenadante, se ajustó el pH
a 2 con HCl 1 M y se adicionó el mismo
volumen de la muestra de una mezcla
cloroformo- metanol relación 2:1. Se dejó
reposar por un día y la fase no acuosa se
llevó a un rotaevaporador para evaporar
el cloroformo con vacío a 40°C [28].
El procedimiento anterior también se
llevó a cabo reemplazando el fermentador
por 6 elermeyers de 250 mL, cada uno
con 200 mL de medio de cultivo. Esto se
realizó con el fin de evaluar si era posible
obtener una cantidad similar de
surfactante comparada con la cantidad
obtenida con el fermentador para
determinar si es posible utilizar un
sistema simple de agitación para la
producción del surfactante.
2.3 Medición de la concentración del
ramnolípido(surfactante)
Para evaluar la concentración del
ramnolípido en la muestra se utilizó el
método de orcinol. En primera instancia
fue necesario construir la curva de
calibración, para esto se utilizó una serie
de concentraciones consecutivas de
ramnosa en el intervalo de 5 a 60 μg/mL,
100 μL de cada una de las
concentraciones de ramnosa mezcladas
con 900 μL de solución de orcinol al
0.19% en ácido sulfúrico al 53% se
llevaron a un baño seco por 30 minutos a
80°C. Por último se midió la absorbancia
a 421 nm utilizando como blanco agua
destilada en vez de ramnosa. Luego de
obtener la curva de calibración se realizó
el mismo procedimiento con las muestras
de surfactante utilizando la muestra
concentrada y diluida a 10-1
y 10-2
. El
valor de concentración dado por la curva
se debe multiplicar por 3.4 que equivale a
la relación entre la ramnosa y el
ramnolípido [29].
2.4 Test de columna de arena
El test de columna de arena permite
evaluar si la técnica MEOR logra
recuperar más petróleo de los pozos.
Consta de una columna de acrílico
vertical con 17.5 cm de largo, diámetro
externo de 4.4 cm y diámetro interno de
3.8 cm con un tamiz de 0.22μm de
tamaño de poro en uno de los extremos.
Con la tapa fija en la parte inferior (donde
está el filtro de 0.22μm) se llenó la
columna con 259 g de arena de 180-
250μm de tamaño de partícula. La arena
se vertió en la columna en pequeñas
cantidades con suaves golpes para
asegurar empaquetamiento uniforme. Ver
Ilustración 1.
Luego de empacar la arena se fijó la tapa
superior. Las dos tapas de los extremos
cuentan con agujeros 1,2 cm en el centro
para la inserción de las jeringas que
inyectaran los fluidos. Un anillo de
caucho rodea las tapas herméticas para
evitar fugas de la columna. Se debe
evaluar el volumen de poro que se define
como el volumen de vacío del modelo
ocupado por agua que es inyectada antes
de agregar el petróleo [13]. Para hallar el
volumen de poro se saturó la columna con
solución salina y luego se adicionó
petróleo, la diferencia entre el volumen de
solución salina adicionado y el
recuperado al agregar el petróleo equivale
al volumen de poro. Con el fin de
eliminar todos los gases de la columna se
llevó a cabo vacío por 2 minutos en el
extremo donde se encuentra el filtro de
0.22 μm. Luego se inyectó el petróleo en
la columna a presión constante por la
parte superior y se incubó a 34°C por 5
días. Pasados los 5 días se inyectó el
surfactante en concentración 100 mg/L en
una solución salina que estaba a una
concentración 20 g/L y por último se
utilizó la ecuación 1 para evaluar el
porcentaje de recuperación del petróleo
( ) [13].
(1)
3 Resultado y discusión
3.1 Extracción del surfactante
Se llevó a cabo la producción del
surfactante en el fermentador (bioreactor)
y en 6 elermeyers de 250 mL, cada uno
con 200 mL de medio y el fermentador se
montó con 1200 mL de medio, de los
cuales se recolectaron del fermentador
1080 mL y de los elermeyers 225 mL.
Parte de las muestras obtenidas de los
elermeyers (575 mL) no fue tenido en
cuenta ya que al realizar la centrifugación
no se observó pellet que indicaría la
presencia de la bacteria.
Se realizó la purificación del surfactante,
es decir separar el cloroformo, obteniendo
un surfactante mucho más concentrado a
partir del fermentador comparado con el
obtenido de los elermeyers. Lo anterior se
deduce a partir de una prueba cualitativa
que consiste en la adición de 10μL de
surfactante a una mezcla de 20 mL de
agua destilada y 0.5 mL de petróleo. Al
17
.5
c
m
Diámetro
1.2 cm
4.4 cm
3.8 cm
Ilustración 1. Modelo columna de arena
utilizar el surfactante proveniente del
fermentador la tensión superficial de la
mezcla agua-petróleo disminuyó más que
al utilizar el surfactante de los elermeyers,
Ilustración 2 y 3.
Ilustración 2. Mezcla agua destilada-petróleo
Ilustración 3. Disminución de la tensión
superficial al agregar el surfactante. Izquierda
comportamiento con surfactante de los
elermeyers. Derecha comportamiento con
surfactante proveniente del fermentador
3.2 Evaluación de la concentración
del surfactante
La deducción obtenida a partir de la
prueba cualitativa fue confirmada al
utilizar el método de orcinol para
cuantificar la concentración del
surfactante, del cual se obtuvo como
curva de calibración la ecuación 2 con un
índice de correlación de 0.9959. La
concentración de surfactante de la
muestra del fermentador fue de
21.5016 g/L correspondiente a una alta
concentración del compuesto de interés,
esto quiere decir que a partir de pequeños
volúmenes de medio de cultivo es posible
obtener cantidades suficientes de
surfactante para recuperar volúmenes
mayores de petróleo.
(2)
Si se comparan los resultados obtenidos
entre la producción de surfactante en
fermentador y elermeyers se observa que
la producción del compuesto se ve
favorecida en el fermentador seguramente
por la condiciones de aireación y
agitación donde con la ayuda de los bafles
la concentración es mucho más
homogénea que la concentración en los
elermeyers y además con los filtros se
mantiene un flujo de aire estéril en el
fermentador.
3.3 Recuperación mejorada
El porcentaje de recuperación fue
calculado haciendo uso de la ecuación (1)
y los resultados son mostrados en la
Grafica 4. Se observa que el porcentaje
promedio de recuperación usando el
surfactante (30.84%) es mayor
comparado con el porcentaje de
recuperación al usar la solución salina al
NaCl 20 g/L sin surfactante (20.88%),
con una diferencia aproximadamente del
10%. Es decir, que los resultados apoyan
la hipótesis de que el surfactante permite
una recuperación mejorada del petróleo.
Se han realizado otros trabajos sobre la
recuperación mejorada de petróleo
haciendo uso del surfactante producido
por cepas de Pseudomonas aeruginosa y
todos han mostrado efectividad del
surfactante, sin embargo, no es posible
comparar los resultados de estos estudios
con los obtenidos en este trabajo dado que
las condiciones experimentales son
diferentes, por supuesto no es la misma
arena, la temperatura de incubación es
distinta y el grado API del petróleo que es
un factor fundamental en los resultados
no es igual. Estas condiciones
experimentales pueden influir en la
fluidez del petróleo dentro de la columna
y en la cantidad de petróleo que queda
atrapado en las zonas porosas.
Se piensa que el porcentaje de
recuperación obtenido puede aumentarse
partiendo del hecho que no se
establecieron las condiciones que mejoren
la eficiencia del surfactante, como lo son
la concentración de NaCl, el pH y la
Concentración Micelar Critica (CMC)
adecuada. La CMC que es la
concentración en la cual los surfactantes
comienzan a formar las micelas en la fase
acuosa es la más importante ya que es
posible que la concentración de
surfactante utilizada, 100 mg/L esté por
debajo de la CMC del surfactante
producido por Ps. aeruginosa Pb18, es
decir, que sería necesaria una
concentración más alta para lograr una
mayor disminución de la tensión
superficial. Para surfactantes producidos
por Pseudomonas aeruginosa se han
reportado concentraciones desde 60 mg/L
hasta 120 mg/L [8, 14, 16, 21] por lo que
existe la posibilidad que efectivamente la
concentración que se utilizó esté por
debajo de la CMC.
Aunque posiblemente no es preocupante
la concentración de NaCl donde se
diluye el surfactante ni el pH de la
solución resultante según los estudios
realizados por Amani en 2010 [14] donde
se reporta una tolerancia del surfactante
producido por una cepa de Pseudomanas
aeruginosa a pH en el rango de 4- 10 y
NaCl en concentraciones por encima de
25 g/L. Las condiciones del presente
trabajo son pH de 4.094 y concentración
de NaCl de 20 g/L, están dentro y por
debajo de los límites reportados, sin
embargo, si se utilizan los parámetros en
el valor adecuado la eficiencia
evidentemente aumentará.
Grafica 1. Porcentaje de recuperación utilizando
el surfactante y utilizando únicamente solución
salina en concentración 20 g/L. La media y
desviación estándar fue calculada a partir de 5
repeticiones
Ahora bien, también se pensaría que la
temperatura y la presión podrían ser otro
factor influyente en la eficiencia del
surfactante, sin embargo, para el caso de
la temperatura, ha sido reportado en
varias ocasiones que no presenta mayor
influencia sobre la reducción de la tensión
superficial producida por el surfactante,
lo que es de gran importancia ya que
significa que la técnica puede ser
utilizada a temperaturas incluso cercanas
a 120 °C según lo reportado [8, 14, 21]
permitiendo un amplio rango de
temperaturas para su aplicación. Aunque
por supuesto al aumentar la temperatura
el petróleo podrá fluir más fácilmente lo
que resultaría en una mayor recuperación
del petróleo evidentemente. Con respecto
a la presión no se encuentran reportes al
respecto, posiblemente debido a que la
presión no influye en el fenómeno físico
que se lleva a cabo en el proceso en
estudio, pues la presión no afecta el
funcionamiento de las moléculas
0
5
10
15
20
25
30
35
Surfactante Sln salina
% Recuperación
orgánicas a menos que exista fricción, lo
cual no ocurre en la interacción entre el
surfactante y la roca o el surfactante y el
petróleo.
Por otro lado es necesario examinar la
relación de volúmenes utilizada para la
recuperación de petróleo, es decir, entre
la cantidad de volumen inyectado de
petróleo y la cantidad de solución con
surfactante o solución salina. Para 80 mL
de petróleo se usaron 150 mL de
surfactante a concentración de 100 mg/L
o solución salina a concentración de 20
g/L. Se utilizó el mismo volumen tanto
para el surfactante como para la solución
salina para evitar ruido en los resultados,
sin embargo, esta relación de volúmenes
es muy alta compara con la utilizada en la
industria petrolera. El test columna de
arena tiene como objetivo simular
únicamente las zonas porosas de los
pozos petroleros en consecuencia los
volúmenes utilizados en la
experimentación no son extrapolables a la
escala industrial. Para eliminar la
posibilidad que la alta relación de
volúmenes este influyendo en los
resultados se proponen dos soluciones.
La primera, la cual ya ha sido reportada,
es escalar la recuperación mejorada de
petróleo a pozos pequeños donde no será
necesaria la producción de grandes
cantidades de surfactante. También puede
modificarse el test de columna de arena,
intentando replicar no solo las zonas
porosas de los pozos sino todo el pozo en
su totalidad. De esta forma se podría
escalar las relaciones de volúmenes
utilizadas en la industria a la magnitud del
modelo experimental.
4 Conclusiones
Esta trabajo tenía como finalidad evaluar
el surfactante producido por
Pseudomonas aeruginosa Pb18 en la
recuperación mejorada de petróleo y los
resultados fueron los esperados al obtener
una recuperación de petróleo 10% más al
utilizar el surfactante. Además es posible
que se pueda recuperar más del 30% de
petróleo luego de establecer las
condiciones que mejoren la eficiencia del
proceso por lo que se recomienda para
futuras investigaciones estandarizar
previamente la concentración de NaCl a
utilizar, el pH adecuado y determinar la
CMC. Además de dar respuesta a la
pregunta de investigación planteada en
este trabajo fue posible concluir que la
producción del surfactante es preferible
realizarla en el fermentador ya que se ve
favorecida en cantidad, se tiene un mayor
volumen y más concentrado lo que daría
la idea que para un proceso de escalado
no es eficiente utilizar un sistema de
agitación básico para reemplazar un
sistema más complejo como lo es un
fermentador.
Es decir que en conclusión el surfactante
producido por Pseudomonas aerugiosa
Pb18 sí permite una recuperación
mejorada de petróleo y ahora la ingeniería
biológica y molecular pueden jugar un
papel importante en este proceso con el
fin de optimizar los procesos de
producción del surfactante y mejorar la
eficiencia del surfactante.
5 Agradecimientos
Agradezco a Dios por las oportunidades
dadas, a mis padres y hermana por su
paciencia y apoyo, así como a mis
asesores Andrés González y Martha
Vives también a Guillermo Rangel y
Viviana Ferreira por su amplia
colaboración totalmente desinteresada.
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