ACIPET. V., Torres (UIS). A., Anchicoque (UIS). M., Rondón (ICP). J., Botett (UIS). S., Muñoz (UIS) Categoría: Marque con una X

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1 ACIPET Efecto de la Dureza sobre la Tensión Interfacial de Sistemas Crudo-Agua para Mezclas Binarias de Surfactantes en la Recuperación Mejorada de Hidrocarburos V., Torres (UIS). A., Anchicoque (UIS). M., Rondón (ICP). J., Botett (UIS). S., Muñoz (UIS) Categoría: Marque con una X Artículo Técnico Tesis Pregrado X Tesis Posgrado Derechos de Autor 201X, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es). Resumen La eficiencia de los surfactantes para disminuir la tensión interfacial entre el agua y el aceite es fuertemente influenciada por la salinidad del agua; sin embargo, existen factores que pueden afectar el desempeño del químico como la dureza del agua o que se utilice una mezcla de surfactantes en lugar de un tensioactivo puro. A continuación, se presentarán los resultados de un estudio sistemático basado en una matriz experimental que cubre un espectro de salinidad, dureza y mezclas binarias de surfactante. Se realizaron análisis de estabilidad acuosa, y experimentos de tensiometría para poder determinar la mejor relación en volúmenes de un sistema crudo-aguasurfactante, conocido como Winsor III. Esto se comprobó con ayuda de un tensiómetro de gota giratoria para evaluar la tensión interfacial entre las fases inmiscibles; los resultados demuestran que es posible obtener valores bajos de IFT aún en condiciones adversas. Introducción El desempeño de un surfactante aplicado en la recuperación mejorada de hidrocarburos (EOR) se ve afectado principalmente por el tipo de crudo, la temperatura y el contenido de iones divalentes del agua de formación (dureza). El objetivo principal de la inyección de estos químicos consiste en lograr reducir la tensión interfacial (IFT) para alcanzar una mayor recuperación de petróleo residual; sin embargo, existen diferentes factores por los cuales puede verse afectada dicha tensión. Estudios recientes han demostrado la influencia de algunos factores como la salinidad 1, el número total de hidratación 2, la adsorción 3, entre otros; no obstante, se hace necesario el desarrollo de un estudio detallado en el que se establezca el efecto de la dureza sobre la rentabilidad de un proyecto de inyección de surfactantes, para determinar su influencia en la obtención de valores de IFT ultrabajos. Recuperación Mejorada de Hidrocarburos En la industria de los hidrocarburos se realizan numerosos esfuerzos de investigación, en los cuales se han estudiado procedimientos para recuperar el crudo en yacimiento. El estudio de los surfactantes en el recobro mejorado constituye un papel importante, puesto que éstos químicos son capaces de reducir la tensión interfacial a valores ultra bajos, mejorando la eficiencia en la reducción de la saturación residual del crudo 4. Un sistema agua-crudo-surfactante se puede ver afectado por algunas variables que alteran las interacciones fisicoquímicas del tensioactivo en la interfase agua-petróleo 5. Algunas de las variables más representativas son: la diferencia hidrofílica-lipofílica del surfactante (HLD), la salinidad, y la dureza del agua.

2 2 VANESSA TORRES, ANDRÉS ANCHICOQUE, MIGUEL RONDÓN, JESUS BOTETT, SAMUEL MUÑOZ Diferencia hidrofílica lipofílica del surfactante (HLD). Es una correlación adimensional que se deriva termodinámicamente de la ecuación de la diferencia de afinidad del surfactante, en donde se evalúa numéricamente la tendencia del surfactante por alguna de las fases, sea agua o aceite. Algunos de los parámetros que pueden afectar el estado de referencia del sistema son: la temperatura, masa molecular del surfactante, tipo, salinidad, concentración y cantidad de cosurfactante 6. Para surfactantes aniónicos el valor HLD se define como: HLD = ΔSAD RT = ln(s) k(neco) f(a) a T(ΔT) + σ (Ec. 1) Donde, S = concentración del electrolito (%m/v); k = parámetro característico dependiente del tipo del grupo polar del surfactante; NECO = número equivalente de carbonos de la fase oleica; f = parámetro característico dependiente del tipo de cosurfactante (usualmente un alcohol); A = concentración del cosurfactante (%m/v); a T = coeficiente de temperatura; ΔT = T - Tref donde T es la temperatura del sistema y T ref es la temperatura de referencia (25 ºC) en la que inicialmente es obtenida la inversión de fase; σ = parámetro característico que refleja la naturaleza hidrofílica-lipofílica del surfactante o mezcla de surfactantes 7. El mejor desempeño del tensioactivo se logra cuando el valor de HLD es igual a 0, es cuando se obtiene la formulación óptima, puesto que se logran obtener valores de IFT ultrabajos (<0,001 dinas/cm), un comportamiento trifásico y un mínimo de viscosidad, condición que produce un sistema adecuado para la recuperación de hidrocarburos 8. Salinidad del Agua. Los electrolitos tienen una fuerte influencia sobre la CMC debido a que pueden alterar el poder solubilizante de una solución acuosa. La presencia de solutos en la fase acuosa puede modificar tanto las interacciones favorables como desfavorables a la micelización 9. La Adición de grandes concentraciones de iones tiende a disminuir la solubilidad, en efecto disminuye la solvatación de la fase hidrofílica del surfactante. Por otra parte, producen una mayor concentración de iones en la vecindad de la superficie de las micelas que resulta en un efecto de apantallamiento que reduce las fuerzas repulsivas entre las partes hidrofílicas cargadas. Ambos efectos favorecen la formación de micelas y, en general, se puede decir que el aumento de electrolitos tiende a disminuir la CMC. Dureza del Agua. La dureza total generalmente es causada por la presencia de iones calcio y magnesio presentes en el agua. Los iones polivalentes de metales como hierro, estroncio, aluminio, zinc y manganeso también contribuyen en la dureza del agua; sin embargo, su concentración es muy baja en aguas naturales, por lo tanto, se asume como la medida de la concentración de iones calcio y magnesio 10. La presencia de iones divalentes de Ca+ y Mg+ en el agua de formación afecta negativamente la solubilidad del surfactante en agua, debido a que los iones metálicos reaccionan con el tensioactivo, esto puede afectar positiva o negativamente el desepeño del surfactante en la interfase agua-petróleo 11. Desarrollo Experimental Equipo. El equipo utilizado fue un tensiómetro de gota giratoria, el cual se basa en el modelo de Vonnegut para realizar el cálculo indirecto de la tensión interfacial 12, se tiene la siguiente ecuación: En donde: TIF: tensión interfacial [dina/cm] ρ: diferencial de densidad salmuera-aceite [g/cm 3 ] Dg: diámetro de la gota[mm] Rpm: revoluciones por TIF = 0, ρ Dg 3 rpm 2 (Ec. 2) Proceso Experimental. El sistema de estudio fue constituido por una fase orgánica compuesta por petróleo y una fase acuosa con diferentes proporciones de mezclas binarias de surfactantes a diferentes concentraciones de salinidad y dureza (NaCl y Ca++). Se utilizó aceite negro de un campo colombiano, con una densidad de 27 API y una viscosidad de 10 cp. Todas las pruebas se realizaron a presión atmosférica y temperatura de 126 F. Para la fase acuosa cada solución fue formulada agregando agua y mezcla de dos tensioactivos en proporciones de 20:80, 40:60, 60:40 y 80:20, Para el estudio se escogieron las mezclas ENORDET J13131-ENORDET O332, ENORDET J13131-NEODOL45.7, ENORDET J11111-ENORDET O242, surfactantes de la compañía Shell. Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET Carrera 14 No , Piso 5 PBX:

3 EFECTO DE LA DUREZA SOBRE LA TENSIÓN INTERFACIAL DE SISTEMAS CRUDO-AGUA PARA MEZCLAS BINARIAS DE SURFACTANTES EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS 3 Tensioactivo ENORDET J Alcohol alcoxi sulfato (AAS) ENORDET J Alcohol alcoxi sulfato (AAS) ENORDET O332. Sulfonato de oleofina interna (IOS) ENORDET O242. Sulfonato de oleofina interna (IOS) NEODOL Alcohol etoxilado primario Tabla 1. Surfactantes Empleados en el Estudio Fuente: Shell Chemicals. Enordet: Detergentes para la Recuperación mejorada de Petróleo: Extrayendo el Mejor Rendimiento de su Campo Evaluación de Salinidad y Dureza. Para el estudio de la influencia de la dureza se crearon diferentes escenarios diluyendo cloruro de sodio (NaCl) al 2, 5 y 10 wt% equivalente a ppm, ppm y ppm, y calcio (Ca) al 0.2, 0.5 y 1 wt% correspondiente a 2.000ppm, ppm y ppm. Se evaluaron sistemas con agua blanda y dura para tres tipos diferentes de mezclas. En el primer caso se utilizó J13131-O332 al 2%, 5% y 10% NaCl con 0% de Ca+2, y se evaluó la proporción de surfactante 20:80, 40:60, 60:40 y 80:20 en cada variación de salinidad, para un total de 12 pruebas; se reprodujeron nuevamente las pruebas variando al 2%NaCl- 0,2%Ca+2, 5%NaCl-0,5%Ca+2 y 10%NaCl-1%Ca+2. En el segundo caso se utilizó J13131-NEODOL al 2%, 5% y 10% NaCl con 0% Ca+2; se reprodujeron nuevamente las pruebas variando al 2%NaCl-0,2%Ca+2, 5%NaCl-0,5%Ca+2 y 10%NaCl-1%Ca+2. Para el último caso se utilizó J11111-O242 al 2%, 5% y 10% NaCl con 0% Ca, y se reprodujo nuevamente variando al 2%NaCl-0,2%Ca+2, 5%NaCl-0,5%Ca+2 y 10%NaCl-1%Ca+2. En todos los casos se evaluó la proporción de surfactante en cada variación de salinidad-dureza para un total de 72 experimentos. Cada formulación fue almacenada en viales con un tiempo de reposo mínimo de 10 horas, y posteriormente se analizó la estabilidad acuosa. Resultados y Discusión Análisis de Estabilidad Acuosa. Descripción Surfactante Aniónico. Cadena de carbonos C12-C13; aplicabilidad salina media y baja; 13 moles de óxidos de propileno(13po) / mol de alcohol (mol/mol); tolerante a la presencia de cationes divalentes. Surfactante Aniónico. Cadena de carbonos C12-C13; aplicabilidad salina media y baja; 11 moles de óxidos de propileno (11PO) / mol de alcohol (mol/mol); tolerante a la presencia de cationes divalentes Surfactante Aniónico. Cadena de carbonos C15-C18; aplicabilidad salina alta; limitado a la presencia de cationes divalentes. Surfactante Aniónico. Cadena de carbonos C20-C24; aplicabilidad salina media y baja; limitado a la presencia de cationes divalentes. Surfactante No-Iónico. Alcohol Neodol con cadena de carbonos C14-C15 de alta pureza; 7 moles de óxido de etileno (7EO) /mol de alcohol (mol/mol); HLB 11.6; Utilizado para mejorar la solubilidad acuosa de los principales surfactantes y para reducir la viscosidad de las microemulsiones. Mezcla J13131/O332. Para las condiciones evaluadas (agua blanda, agua dura) se demostró que un medio altamente salino afecta la solubilidad del surfactante de manera negativa. La presencia de grupos PO en el surfactante J13131 aumentó el comportamiento hidrófilo de la mezcla mejorando su estabilidad acuosa y en el sistema con agua dura aportó una mayor tolerancia al ion calcio. La figura 1 representa el comportamiento de la mezcla en un sistema de agua blanda (izquierda)), en el cual se observó una buena solubilización para salinidades bajas. A concentraciones de 5% de NaCl se mantuvo una buena solubilización; sin embargo, al disminuir la proporción de O332 la solubilidad se redujo. Para la concentración de 10% de NaCl se evidenció turbidez en las muestras y cremado particularmente para la mezcla con una proporción de 20:80. Figura 1. Estabilidad Acuosa Mezcla J13131/O332

4 4 VANESSA TORRES, ANDRÉS ANCHICOQUE, MIGUEL RONDÓN, JESUS BOTETT, SAMUEL MUÑOZ En el sistema de agua dura (derecha) la mezcla presentó una buena solubilidad para salinidades bajas; en la figura 2 se observa precipitación para pequeñas concentraciones de J Para salinidades de 5 y 10 % se demostró una mayor precipitación de tensioactivo al disminuir la concentración de J Mezcla J13131/Neodol. Esta mezcla, en particular, presentó una buena tolerancia al calcio, debido a la presencia de grupos EO y PO contenidos en el Neodol y J13131 respectivamente, componentes que además mejoraron la estabilidad acuosa. La figura 2 muestra la estabilidad acuosa de la mezcla, para un sistema de agua blanda a salinidades de 2% de NaCl la solubilización del surfactante fue excelente. Para salinidades de 5% de NaCl la mezcla presentó turbidez cuando la concentración de Neodol disminuyó, por otro lado, para salinidades de 10% de NaCl la mezcla no consiguió estabilizarse y presentó turbidez. Figura 2. Estabilidad Acuosa Mezcla J13131/NEODOL La parte derecha de la gráfica representa el sistema con agua dura, se evidencia que el comportamiento de la mezcla en cuanto a su estabilidad acuosa fue análogo al sistema de agua blanda, puesto que se presentaron muestras igualmente homogéneas y turbias. Mezcla J11111/O242. La mezcla demostró inestabilidad acuosa para sistemas blandos y duros. Se evidenció que a mayor concentración de O242 la estabilidad acuosa disminuyó, puesto que este químico posee propiedades hidrófobas; por su parte, el surfactante J11111 presentó menos grupos PO, por lo cual se generó una menor solubilización acuosa y tolerancia a iones de ca+2. En el sistema con agua blanda se presentaron mezclas homogéneas para salinidades de 2% de NaCl, tal y como se puede observar en la figura 3; sin embargo, cuando aumentó la concentración de O242 la mezcla presentó turbidez. El comportamiento de la mezcla se vio afectado por valores altos y medios de salinidad, esto generó que se presentara turbidez para un 5% de NaCl y cremado para un 10% de NaCl. Figura 3. Estabilidad Acuosa Mezcla J11111/O242 El lado derecho de la figura 3 representa el comportamiento de la mezcla para un sistema con agua dura en el cual a salinidades de 2% de NaCl y dureza de 0,2% de Ca+2 hubo una buena solubilización del surfactante cuando se tenía una concentración alta de J11111, Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET Carrera 14 No , Piso 5 PBX:

5 EFECTO DE LA DUREZA SOBRE LA TENSIÓN INTERFACIAL DE SISTEMAS CRUDO-AGUA PARA MEZCLAS BINARIAS DE SURFACTANTES EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS 5 para bajas concentraciones de este tensioactivo bajo las mismas condiciones de dureza y salinidad y aun cuando se aumentaron estas condiciones (5% NaCl/0,5% Ca+2 y 10%NaCl/1%Ca+2) se evidenció turbidez en las mezclas. Análisis de Tensión Interfacial. Mezcla J13131/O332. El análisis sobre la eficiencia en la reducción de la IFT demostró que el menor valor de tensión obtenido con esta mezcla para agua blanda fue de 0,0072 [dina/cm], se obtuvo con una proporción 60:40 y una salinidad óptima de 5% de NaCl ver figura 4. Para el sistema en agua dura con un 0,5% de ca+2 correspondiente a 24951ppm de CaCO3 el menor valor de IFT fue de 0,0086 [dina/cm], se obtuvo con una proporción 40:60 y una salinidad óptima de 5% de NaCl ver figura 5, los valores obtenidos en esta prueba sostienen la teoría planteada en la literatura a cerca de la existencia de un valor óptimo de salinidad, ya que, siendo un valor intermedio entre los tres valores de salinidad planteados se logró obtener la mayor reducción en la tensión 1. Generalmente, al introducir iones divalentes a un sistema se genera una pérdida de la eficiencia; sin embargo, en este caso, se presume una compensación debido a la generación de una nueva especie en sitio (jabón de calcio) que consiste en la unión de dos moléculas de surfactante con un ion divalente de calcio, esta especie logra actuar sinérgicamente con las dos familias de surfactante obteniendo de esta manera un valor bajo de IFT. Es decir, la variación de parámetros puede favorecer o no el sistema. Remitiendo el análisis a los resultados con respecto a la estabilidad acuosa, cabe resaltar la gran actividad interfacial de un surfactante cuando este se encuentra precipitado, se puede entender su buen desempeño dado que el surfactante no tiene una tendencia específica al agua o al aceite, por el contrario, se encuentra en la interfaz disminuyendo la diferencia de tensión entre las fases. Figura 4. Tensión Interfacial vs Concentración del surfactante J13131 para Agua Blanda. Figura 5. Tensión Interfacial vs Concentración del surfactante J13131 para Agua Dura. Mezcla J13131/Neodol. El estudio permite validar las teorías planteadas sobre el sinergismo que se genera al mezclar un surfactante aniónico con uno no iónico, debido a que los resultados no presentan un cambio significativo en condiciones de alta dureza respecto al escenario sin dureza. Esto permite entender que el tensioactivo no iónico pudo contrarrestar los efectos negativos que puede causar la presencia de cationes divalentes, y aunque no presenta una mayor actividad interfacial si permite demostrar la importancia de este tipo

6 6 VANESSA TORRES, ANDRÉS ANCHICOQUE, MIGUEL RONDÓN, JESUS BOTETT, SAMUEL MUÑOZ de surfactantes en escenarios de alta dureza. En cuanto a la reducción de la IFT para esta mezcla se evidenció que el menor valor de tensión obtenido fue 0,0113 [dina/cm], se obtuvo con una proporción 40:60, una salinidad óptima de 2% y una dureza 0,2% ca+2 correspondiente a 4990 ppm CaCO 3 ver figura 6. El menor valor obtenido de IFT en agua blanda fue 0,0274 [dina/cm] con una proporción de 60:40 y una salinidad óptima de 2% de NaCl ver figura 7. Figura 6. Tensión Interfacial vs Concentración del Surfactante J13131 para Agua Blanda. Figura 7. Tensión Interfacial vs Concentración del Surfactante J13131 para Agua Dura. Mezcla J11111/O242. El análisis sobre la eficiencia en la reducción de la IFT demostró que el menor valor de tensión obtenido con esta mezcla fue de 0,0070 [dina/cm], se obtuvo con una proporción 80:20 y una salinidad óptima de 2% de NaCl ver figura 8. Para el sistema con agua dura con un 0,2% de ca+2 correspondiente a 4990 ppm de CaCO3 el menor valor de IFT fue de 0,1457 [dina/cm], se obtuvo con una proporción 80:20 y una salinidad óptima de 2% de NaCl ver figura 9. Se evidenció que incluso cuando se utilizan familias iguales de surfactantes los resultados no son semejantes. Comparada con la primera mezcla, ésta presentó un menor desempeño y en condiciones de alta dureza la tolerancia al ión calcio se redujo significativamente. La variación que se hizo con respecto a la primera mezcla fue disminuir el HLD de un tensioactivo haciendo que presentara menor solubilidad al agua. Por esto el tensioactivo se ubicó más favorablemente en la zona de petróleo y no hubo un efecto sinérgico que permitiera obtener buenos resultados de tensión en ambientes más agresivos aun cuando las familias utilizadas eran similares a la de la primera mezcla con la cual si se obtuvieron resultados óptimos. Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET Carrera 14 No , Piso 5 PBX:

7 EFECTO DE LA DUREZA SOBRE LA TENSIÓN INTERFACIAL DE SISTEMAS CRUDO-AGUA PARA MEZCLAS BINARIAS DE SURFACTANTES EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS 7 Figura 8. Tensión Interfacial vs Concentración del Surfactante J11111 para Agua Blanda. Figura 9. Tensión Interfacial vs Concentración del Surfactante J11111 para Agua Dura. Zonas Óptimas. La figura 10 presenta esquemáticamente un resumen del presente estudio, se visualizan las zonas óptimas de tensión interfacial para cada mezcla y su sistema correspondiente en agua blanda o dura. Se evidencia el cambio de las zonas al variar la composición o la salinidad de las mezclas. Para la mezcla J13131/O332 en agua blanda se obtuvo una óptima reducción de la tensión interfacial, presentó un comportamiento lineal en donde se observó que con un aumento de la salinidad es necesario reducir la concentración de J Cuando se planteó el desarrollo de esta mezcla en un sistema con agua dura los menores valores de IFT estuvieron entre el 0,2 y 0,5% ca+2 correspondientes a 4990 y ppm de CaCO3 respectivamente, para concentraciones del 20 al 60% de J La mezcla J13131/Neodol en agua blanda presentó una zona de salinidad óptima para valores bajos del 2% de NaCl con concentraciones del 50 al 70% de J Para el sistema en agua dura de esta mezcla el rango óptimo de dureza fue cercano al 0,2% de ca+2 correspondiente a 4990 ppm de CaCO3, para concentraciones entre 40 y 50% de J La mezcla J11111/O242 en agua blanda presentó su zona de salinidad óptima en un rango amplio de 2 al 5% de NaCl para cualquier proporción de la mezcla; sin embargo, dentro de los parámetros analizados en el estudio no se pudo determinar una zona óptima en la cual se pudieran obtener valores bajos de IFT para un sistema con agua dura, en este caso la mínima tensión que pudo obtenerse varió entre 0,1 y 0,15 [dina/cm], para una dureza de 4990 ppm de CaCO3 con concentraciones mayores al 80% de J11111.

8 8 VANESSA TORRES, ANDRÉS ANCHICOQUE, MIGUEL RONDÓN, JESUS BOTETT, SAMUEL MUÑOZ Figura 10. Zonas Óptimas de Tensión Interfacial para Agua Blanda (izquierda) y Dura (derecha). Mezcla J13131/O332 Mezcla J13131/Neodol Mezcla J11111/O242 Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos ACIPET Carrera 14 No , Piso 5 PBX:

9 EFECTO DE LA DUREZA SOBRE LA TENSIÓN INTERFACIAL DE SISTEMAS CRUDO-AGUA PARA MEZCLAS BINARIAS DE SURFACTANTES EN LA RECUPERACIÓN MEJORADA DE HIDROCARBUROS 9 Conclusiones La dureza del agua del sistema influye sobre la reducción de la tensión interfacial y la solubilidad del químico; para las diferentes mezclas, cuanto más alta era la salinidad y dureza, su estabilidad acuosa se reducía, implicado que el surfactante perdiera capacidad de extenderse en la salmuera; se demostró que cuando se lleva el surfactante a su límite de solubilidad, más activo se hace este en la interfase; sin embargo, es importante no exceder el límite, es decir, no sobrepasar el valor óptimo para que el tensioactivo pueda actuar adecuadamente. El mejor resultado se encontró en la mezcla dos surfactantes aniónicos, la mezcla ASS-13 / IOS-15 en una proporción 40:60 con una salinidad óptima de 5% de NaCl y un medio muy duro de 0,2% de Ca+2. Se presume que bajo estos parámetros se encontraron las condiciones óptimas en las cuales las dos familias de tensioactivo junto a la formación de una tercera especie, el jabón de calcio, actuaron sinérgicamente generándose este efecto favorable. Se determinó que usar familias de surfactantes similares como alcohol alcoxi sulfato y el sulfonato de oleofina interna, bajo las mismas condiciones de salinidad y dureza no implica un resultado semejante en cuanto a la reducción de la tensión interfacial; con esto se puede entender la importancia de la estructura que presenta cada familia que diferencia a un surfactante comercial del otro, ya que aun siendo similares existen variaciones en cuanto a sus grupos PO y el HLD de uno respecto al otro. Finalmente, el efecto de la dureza del agua puede ser contrarrestado con la sinergia de un surfactante no iónico como el AE. Incluso cuando el rendimiento de la mezcla no es el mejor se logran minimizar los efectos negativos del ion calcio del sistema. Referencias [1] Babub, K. Pal, N. Berac, A. Saxena, V. Mandal, A. Studies on Interfacial Tension and Contact Angle of Synthesized Surfactant and Polymeric From Castor Oil for Enhanced Oil Recovery. Elsevier: India, [2] Xu, J. et al. Effect of Surfactant Headgroups on the Oil/Water Interface: An Interfacial Tension Measurement and Simulation Study. Elsevier: China, [3] Parka, S. Soo, E. Roslie, W. Adsorption Behaviors of Surfactants for Chemical Flooding in Enhanced Oil Recovery. Elsevier: Malasia, [4] Salager, J. Forgiarini, A.M. Bullón, J. Surfactants Deterg. 2013,16, 449. [5] Salager, J. Bourrel, L.Schechter, M. Wade, W. H.; Soc. Petrol. Eng. J. 1979, 19,271 [6] Salager, J. Anton, L. Andérez, R. Aubry, J.M. In Techniques de l'ingénieur; WEKA, eds.; France, 2001, chap [7] Chavez, G. Parra, I. Luzardo, M. Bravo, V. Delgado, N. Marquez, N. Influencia de variables de formulación en la viscosidad de emulsiones de surfactante aniónico-aceite-agua. Química Nova: Sao Paulo, [8] Shah, D. O., Schechter, R. S., Eds. Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding; Academic Press: New York, [9] Marquez, G. Rio, M. Davila, J. Alejandre, F. Efecto de surfactantes sintéticos, salinidad y alcalinidad sobre las propiedades de las emulsiones asfálticas para impermeabilización. Materiales de Construcción, [10] V.L. Snoeyink, D. Jenkins. Water Chemistry. John Wiley & Sons: New York, [11] Alagic, E. Spildo, K. Skauge, A., Solbakken, J. Effect of crude oil ageing on low salinity and low salinity surfactant flooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, [12] Salager, J. Principio del Tensiómetro de Gota Giratoria. Escuela de Ingeniería Química. Universidad de los Andes, 2005.