MXPA04005793A

MXPA04005793A - Composicion y metodo para mejorar la recuperacion de petroleo.

Info

Publication number: MXPA04005793A
Application number: MXPA04005793A
Authority: MX
Inventors: L Boudreau Edward
Original assignee: L Boudreau Edward
Priority date: 2001-12-21
Filing date: 2002-12-19
Publication date: 2005-05-17
Also published as: US20080113881A1; WO2003055960A1; RU2004122106A; US20030188864A1; US6776234B2; CA2471137A1; US7312184B2; AU2002359795A1; RU2305121C2; US20040224854A1

Abstract

Se describen un metodo y una composicion para mejorar la recuperacion de petroleo de un reservorio de petroleo. El metodo incluye agregar una cantidad efectiva de una composicion para recuperar petroleo de alquilester de acido graso a un reservorio de petroleo y recuperar petroleo del reservorio. Una composicion que incluye en proporcion predomiminante un alquil ester de acido graso asi como una concentracion efectiva de un tensoactivo y/o coloide, y un acido. Una composicion ejemplar incluye 96% de metil ester de soya, 3% de tensoactivo, y 1% de vinagre. Un metodo para mejorar la recuperacion de petroleo de un reservorio de petroleo incluye agregar una composicion que incluye un alquil ester de acido graso, un tensioactivo y/o coloide y un acido. Tambien metodos para romper una emulsion aceite-agua y un metodo para limpiar suelo, objetos y vida salvaje contaminados con petroleo.

Description

COMPOSICION Y METODO PARA MEJORAR LA RECUPERACION DE PETROLEO CAMPO DE LA INVENCION Métodos y composiciones para mejorar la recuperación de petróleo de un reservorio, y limpiar suelo, objetos y material silvestre contaminados.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION El petróleo crudo o petróleo es una mezcla líquida compleja de hidrocarburos que contienen principalmente carbono, hidrógeno, y varias cantidades de otros átomos como el azufre, nitrógeno, oxígeno y otros. El petróleo crudo es recuperado de reservorios de petróleo subsuperficiales , donde el petróleo está contenido dentro de poros y huecos de roca y arena, y entonces es refinado para producir un número de sustancias útiles como la gasolina, lubricantes y bloques de construcción químicos. La Figura 1 ilustra el pozo de producción de petróleo 110 que recupera petróleo 130 del reservorio de petróleo 120. El pozo de producción 110 incluye una línea de producción 125 que se extiende hacia un volumen del petróleo contenido entre el gas 140 en una superficie superior y agua 150 en una superficie inferior. El pozo de producción 110 es capaz de recuperar el petróleo de la arena y rocas que lo contienen debido a la acción de bombeo del pozo y la presión nativa del petróleo dentro del reservorio. La recuperación del petróleo como la que se muestra en la Figura 1 es comparativamente fácil cuando el petróleo es ligero, tiene una baja viscosidad, el reservorio está lleno de petróleo, y el reservorio tiene una presión alta. Sin embargo, la recuperación de petróleo se vuelve más desafiante cuando esas condiciones no son satisfechas. Por ejemplo, en lugar de ligero, el petróleo puede ser petróleo viscoso pesado y/o el reservorio puede estar sustancialmente empobrecido de petróleo, de modo que la presión del reservorio se haya reducido. En esas situaciones, puede ser más difícil recuperar el petróleo del reservorio. Esto deja mucho petróleo residual atrapado dentro del reservorio como un recurso irrrecuperable . La Figura 2 ilustra el petróleo 230 que moja una superficie externa de partículas de arena 210A-C y dentro de dos poros llenos con petróleo 220A-B formados por las partículas de arena. Esa humectación de la arena por el petróleo puede hacer que cantidades sustanciales del petróleo del reservorio sean difíciles de recuperar debido a fuertes atracciones como fuerzas de tensión superficial y fuerzas capilares altas que las mantengan fijas en esas regiones. Puede ser difícil remover el petróleo de esas regiones usando presión como la única fuerza de conducción para la remoción. Adicionalmente , cuando está presente agua externa a los poros esta puede tender a mantener el petróleo dentro de los poros. Se conocen varios métodos de recuperación de petróleo mejorados para mejorar la recuperación de petróleo de un reservorio. La Figura 3 ilustra una operación de recuperación de petróleo mejorada por inundación con vapor para mejorar la recuperación de petróleo de un reservorio. El sistema de adición de vapor 310 que comprende un generador de vapor, un depurador de gas de chimenea tuberías, elementos de control de flujo, y una línea de inyección de vapor es usado para inyectar vapor en el reservorio de petróleo 320. El vapor calienta el petróleo en el reservorio para reducir la viscosidad del petróleo y hacer lo menos sensible al flujo (de manera similar a la forma en que la miel o melaza fluye mejor cuando se calienta) . Esto puede permitir que el petróleo caliente próximo a las superficies de las partículas de arena y dentro de los poros se vuelve suficientemente móvil en relación a la arena y el petróleo pueda moverse hacia la entrada de succión del pozo de producción de petróleo 330 y se ha recuperado del reservorio en la cabeza del pozo. Existen varios problemas asociados con la inundación con vapor. Un primer problema es la canalización donde el vapor agregado al reservorio toma la trayectoria de menos resistencia hacia el pozo de producción de petróleo mejorando la recuperación del primer petróleo más débilmente unido y más disponible. Una vez que se ha establecido una ruta hacia el pozo de producción de petróleo la inundación con vapor adicional tiene una menor efectividad debido a la fácil desviación hacia el pozo de producción de petróleo de baja presión. Un segundo problema con la inundación con vapor es que esta es menos favorable para reservorios de petróleo profundos con altas presiones. Esto se debe parcialmente al incremento de presión y necesidades de calentamiento para hacer el vapor adecuado para las altas presiones del reservorio . En consecuencia, existe la necesidad de un método mejorado para mejorar la recuperación de petróleo de un reservorio .

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS Las características, aspectos y ventajas de la invención se volverán más perfectamente evidentes a partir de la siguiente descripción detallada, las reivindicaciones anexas, y los dibujos acompañantes en los cuales: La Figura 1 ilustra un pozo de producción de petróleo que recupera petróleo de un reservorio de petróleo. La Figura 2 ilustra la dificultad para recuperar petróleo .

La Figura 3 ilustra una operación de recuperación de petróleo mejorada por inundación con vapor para mejorar la recuperación de petróleo de un reservorio. La Figura 4 ilustra un flujo de proceso para agregar una composición de recuperación a un reservorio de petróleo y entonces remover el petróleo del reservorio. La Figura 5 ilustra un flujo de proceso para agregar una composición de recuperación a un pozo de producción y entonces remover el petróleo a través del pozo. La Figura 6 ilustra un flujo de proceso para agregar una composición de recuperación a un pozo de producción y usar la inundación con vapor. La Figura 7 ilustra un flujo de proceso para agregar una composición de recuperación de acuerdo a un método de herramienta de campana. La Figura 8 ilustra un flujo de proceso para agregar una composición de recuperación a un pozo de vapor. La Figura 9 ilustra un diagrama esquemático para agregar una composición de recuperación a un pozo de inyección . La Figura 10 ilustra un diagrama esquemático de recuperación mejorada de la dificultad para recuperar petróleo con el uso de una composición de recuperación. La Figura 11 ilustra una vista superior esquemática de un campo de reservorio de petróleo ejemplar que fue tratado con una composición de recuperación de petróleo, la vista superior muestra las posiciones de la muestra de control de los pozos de inyección y los pozos de recuperación del petróleo recuperado de un pozo de control del reservorio de petróleo ejemplar mostrado en la Figura 11, la muestra de control no es afectada por la composición de recuperación de petróleo inyectada en el reservorio de petróleo. La Figura 12 ilustra datos de cromatografía de gases ejemplar para una muestra de petróleo tomada del pozo R16 como una muestra control. La Figura 13A ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo Rl del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 13B ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo R2 del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 13C ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo R3 del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 13D ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo R4 del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 13E ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo R5 del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 13F ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo R6 del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 13G ilustra datos de cromatografía de gases ejemplares determinados para una muestra de petróleo que fue recolectada del pozo R8 del reservorio de petróleo mostrado en la Figura 11. La Figura 14 ilustra un sistema para lavar suelo contaminado con petróleo con una composición para recuperar petróleo .

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION Terminología Antes de proporcionar una explicación detallada de la materia objeto reclamada y varias modalidades ejemplares de la misma, algunos términos que serán usados a lo largo de esta descripción son definidos brevemente como sigue: "Petróleo" se refiere a una mezcla líquida orgánica compleja arbitrariamente de hidrocarburos naturales y otros componentes que tienen propiedades arbitrarias y que varían ampliamente como la viscosidad, densidad, color y composición . "Reservorio" se refiere a una región subsuperficial que contiene petróleo. El reservorio puede incluir una formación o trampa geológica de petróleo donde el petróleo está contenido dentro de huecos y poros de arena, roca, esquisto, y estructuras similares. El reservorio puede ser un reservorio terrestre o un reservorio mar adentro. "Viscosidad" se refiere a una resistencia del petróleo al flujo. "Densidad" se refiere a la masa de petróleo por unidad de volumen. Tanto la viscosidad como la densidad afectan la capacidad para hacer que el petróleo fluya hacia un pozo de sondeo y una línea de producción y la capacidad para bombear el petróleo dentro de la línea. El petróleo de alta densidad, alta viscosidad, puede ser más difícil de recuperar que un petróleo de baja densidad, baja viscosidad, parcialmente debido a que el petróleo puede quedar atrapado dentro de los huecos en el reservorio y puede ser difícil removerlo de esos huecos. Por analogía, es más difícil verter miel a través de una abertura pequeña de lo que sería verter agua dentro de la misma abertura. "Permeabilidad" se refiere a la medida de transmisión de fluido de un material arenoso o rocoso de un reservorio . "Movilidad" se refiere a la relación de permeabilidad a viscosidad. A menos que se indique otra cosa los porcentajes para las composiciones son porcentajes en volumen. Por ejemplo, una composición que tiene 95 por ciento (%) de alquil éster de ácido graso puede tener 359.57 litros (95 galones) de alquil éster de ácido graso por cada 378.5 litros (100 galones) de la composición.

Composiciones para Recuperar Petróleo En una modalidad, se describe una composición de recuperación. La composición de recuperación es adecuada para ser introducida en un reservorio para mejorar la recuperación del petróleo contenido dentro del reservorio. En una modalidad, la composición de recuperación comprende al menos un tipo de alquil éster de ácido graso. La composición de recuperación puede contener una mezcla de diferentes alquil éster de ácido graso. En el caso de una mezcla, los diferentes tipos de alquil ésteres de ácido graso pueden estar en cualquier proporción que se desee para la implementación particular. Los alquil ésteres de ácido graso adecuados para una composición de recuperación pueden ser representados por la fórmula general R'COOR donde R' y R son típicamente grupos hidrocarbúricos diferentes que contienen carbono e hidrógeno y otros componentes potenciales. Por ejemplo, los grupos pueden contener heteroátomos como nitrógeno, oxígeno, azufre y otros que puedan encontrarse en compuestos orgánicos. El alquil éster de ácido graso puede ser un derivado de éster de un triglicérido . Por ejemplo, el alquil éster de ácido graso puede ser un alquil éster inferior de aceite vegetal. El término "alquil éster inferior" se refiere a un alquil éster que tiene un grupo R de entre 1 y 5 carbonos inclusive y de manera preferible entre 1 y 2 carbonos inclusive. Este puede incluir grupos R como el metilo, etilo, n-propilo, isopropilo, n-butilo, n-pentilo e isopentilo. Preferiblemente el grupo R contiene 1 ó 2 carbonos. Por ejemplo, el alquil éster de ácido graso puede comprender un metil éster de soya o un etil éster de soya. El grupo R' puede contener una cadena de carbono que tenga entre 4 y 22 carbonos . En una modalidad, el alquil éster de ácido graso es un "alquil éster de ácido graso de cadena larga" que tiene un grupo R' con entre 12 y 20 átomos de carbono inclusive y, de manera preferible entre 16 y 18 átomos de carbono inclusive. La cadena de carbono puede ser saturada y no contener enlaces dobles o ser insaturada y contener uno o más enlaces dobles. El alquil éster de ácido graso puede comprender una mezcla de metil ésteres de cadena larga de dieciséis carbonos, metil ásteres de cadena larga de diecisiete carbonos, y metil esteres de cadena larga de dieciocho carbonos. Por ejemplo, la mezcla puede comprender un metil éster de ácido linoleico, un metil éster de ácido oleico, un metil éster de ácido esteárico, y un metil éster de ácido palmítico.

Síntesis de Alquil Esteres de Acido Graso por Transesterificación de Trigliceridos Un método para crear un alquil éster de ácido graso adecuado para usarse en una composición de recuperación es la transesterificación de un triglicérido de planta o animal. Los trigliceridos son aceites o lípidos que se encuentran en la naturaleza en plantas y animales. Los triglicéridos son ésteres generalmente caracterizados por tener tres moléculas de ácidos grasos ligadas al glicerol. Se contemplaron diferentes tipos de triglicéridos incluyendo aquéllos presentes en aceites naturales de plantas, aceites vegetales, maíz, aceite para elaborar papas fritas a la francesa usado de olivo, palma, coco, semillas oleaginosas, soya, colza, girasol, cañóla, cártamo, animales, sebo animal, manteca, leche y otros. La Tabla 1 muestra las concentraciones de ácido graso aproximadas en triglicéridos de fuentes de plantas y animales ejemplares.

Tabla 1. Acidos Grasos en Sustancias Naturales aAcido n-dodecanoico, CH3 (CH2) 10COOH, 12:0 bAcido n-tetradecanoico, CH3 (CH2) 12C00H , 14:0 cAcido n-hexadecanoico, CH3 (CH2) 14COOH, 16:0 dAcido n-octadecanoico, CH3 (CH2) 16COOH( 18:0 e Acido cis-9-hexadecenoico 18:1(?9) £Acido cis,cis-9-12 octadecadieoico, 18:2 (?9,12) Tomando el aceite de soya como ejemplo, los triglicéridos de aceite de soya contienen una mezcla de ácidos grasos que tienen de 16 a 18 carbonos y generalmente contienen, en proporción mayor, cadenas de 18 carbonos de longitud, insaturadas . La transesterificación es el proceso de hacer reaccionar un triglicérido con un alcohol en presencia de un catalizador para producir un éster y glicerol. Por ejemplo, el aceite de soya puede ser transesterificado con metanol en presencia de un catalizador básico adecuado como el hidróxido de potasio para producir metil ésteres de ácido graso derivados de soya más glicerol como sigue: O R C O CH O KOH (CATALIZADOR) 3R C O CH3 + glicerol (METIL ESTER DE (COPRODUCTO) (ALCOHOL) ACIDO GRASO) R C O CH2 (TRIGLICERIDO DE SOYA) Los ésteres pueden ser recuperados de la fase líquida más ligera y purificados según se desee. Ciertos alquil ésteres de ácido graso se encuentran comercialmente disponibles. Por ejemplo, el metil éster de soya, el cual pertenece a la clase estructural del alquil éster de ácido graso, se encuentra comercialmente disponible de un número de fuentes incluyendo AG Environmental Products LLC (AEP) de Lenexa, Kansas quien ofrece metil éster de soya bajo el nombre comercial de SoygoldR Marine. El metil éster de soya es también conocido como soyato de metilo y biodiesel . Al metil éster de soya se la ha asignado el Número de Registro CAS 67784-80-9. El producto SoygoldR Marine comprende una proporción significativa de metil ésteres de ácido graso de C16-C18 que son derivados del aceite de soya. Los metil ésteres de ácido graso saturados contenidos en proporción significativa del soyato de metilo son metil ésteres de ácido laurico, ácido palmítico y ácido esteárico. Los metil ésteres de ácido graso insaturados contenidos en proporción significativa en el soyato de metilo son metil ésteres de ácido oleico, ácido linoleico, y ácido linolénico. El producto es un líquido de color amarillo ligero que tiene un punto de fusión de aproximadamente -10°C (un líquido a temperatura ambiente) , un punto de ebullición mayor de 200 °C (típicamente 315°C) , una presión de vapor típicamente menor de aproximadamente dos milímetros de mercurio (mmHg) (no volátil), una gravedad específica de aproximadamente 0.88 g/ml (más ligero que el agua) , y solubilidad muy baja en agua a temperatura ambiente. Además de un alquil éster de ácido graso, una modalidad de una composición de recuperación adecuada puede ser usada para mejorar la recuperación de petróleo de un reservorio también incluye un tensoactivo 520, un coloide, un ácido 530, o alguna combinación. En una modalidad, la concentración de alquil éster de ácido graso puede ser de entre aproximadamente 85% y aproximadamente 99.89% o, de manera preferible, entre aproximadamente 94% y aproximadamente 98.99%. En esta modalidad, la concentración de tensoactivo puede ser de entre aproximadamente 0.1% y aproximadamente 10% o, de manera preferible, entre aproximadamente 1% y aproximadamente 5%. Finalmente, la concentración del ácido puede ser de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 5% o, de manera preferible, entre aproximadamente 0.01% aproximadamente 1%. Por ejemplo, una concentración ejemplar puede comprender 96% de metil éster de soya, 3% de tensoactivo F-500MR (el cual es discutido de manera más completa más adelante) , y 1% de vinagre (más de 4% de solución acuosa de ácido acético) . Los tensoactivos adecuados para usarse en una composición de recuperación pueden ser cualquier agente tensoactivo o interfacial que quede absorbido en una interfaz y cambie las propiedades de la interfaz. Por ejemplo, el tensoactivo puede ser un agente reductor de la tensión interfacial que reduzca la tensión interfacial de un medio cuando sea agregado al medio. Los tensoactivos adecuados pueden ser seleccionados del grupo que incluye pero no se limita a tensoactivos anfifáticos, tensoactivos aniónicos, tensoactivos catiónicos, detergentes y jabones. El tensoactivo puede ser soluble en la composición de alquil éster de ácido graso. El tensoactivo puede ser térmicamente estable a las condiciones de temperatura, presión, salinidad y pH del reservorio. El tensoactivo también puede ser comparativamente no tóxico. El tensoactivo puede ser un tensoactivo anfifático que tenga grupos lipofílicos y lipofóbicos . El tensoactivo puede comprender una porción hidrófoba que prefiera al petróleo sobre el agua y una porción hidrófila que prefiera el agua sobre el petróleo. El tensoactivo puede ser un tensoactivo aniónico que se disocie para producir un ión tensoactivo cuyo grupo polar esté cargado negativamente. Los tensoactivos aniónicos ejemplares incluyen tensoactivos de sulfato (por ejemplo, sulfatos de petróleo, sulfatos de alquilo, sulfatos de arilo) , tensoactivos de sulfonato (por ejemplo, sulfonatos de petróleo, sulfonatos de alquilo, sulfonatos de arilo) , y otros. El tensoactivo puede ser un tensoactivo catiónico que se disocie para producir un ión tensoactivo cuyo grupo polar esté cargado positivamente. Los tensoactivos catiónicos ejemplares incluyen sales de alquil piridinio y sales de amonio cuaternario. El tensoactivo también puede ser una formulación de detergente que contenga otros componentes. De acuerdo a una modalidad, el tensoactivo puede ser el tensoactivo F-500MR. El Espumante F-500MR Dyna-Drill es un aditivo tensoactivo y espumante que está disponible de BCI Products, de Houston, Texas. Este tensoactivo se encuentra comercialmente disponible, es comparativamente no tóxico, es estable bajo y adicionalmente puede ser útil para inhibir la inflamabilidad de un material sobre el cual se aplique. De acuerdo a otra modalidad, el tensoactivo puede ser un jabón hecho tratando un ácido graso con base para crear una sal de sodio o potasio del ácido graso. Por ejemplo, el tensoactivo puede comprender un producto de saponificación de un ácido graso similar al ácido graso del alquil éster de ácido graso. De acuerdo a otra modalidad más, el tensoactivo puede comprender ARMOHIB® 31, ETHOMID® 0/17, ETHOMID® HT/23, ETHOFAT® 18/24, ETHOFAT® 242/25, O ARMOHIB® 28, los cuales se encuentran comercialmente disponibles de Akzo Nobel Chemicals Ltd, de Arnhem Holanda, y que tiene otros signos comerciales y oficinas de ventas. En particular, el tensoactivo puede comprender un compuesto de amina cuaternaria como ARMOHIB® 31, amidas de sebo hidrogenadas como ETHOMID® HT/23, aceite de sebo etoxilado como ETHOFAT® 242/25, o aminas grasas y aminas grasas alcoxiladas como ARMOHIB® 28. Dependiendo de la estructura del tensoactivo o mezcla de tensoactivos seleccionada, el tensoactivo puede funcionar como emulsificante , dispersante, humectante de petróleo, humectante de agua, espumante, desespumante o alguna combinación para reducir la tensión interfacial y fuerzas capilares del petróleo dentro de los huecos. Los tensoactivos pueden ser costosos, de modo que el tensoactivo puede ser agregado a la composición en la proporción más pequeña que se encuentre sea efectiva. Los tensoactivos adecuados preferiblemente, tampoco son diluidos en ningún grado significativo en agua, puesto que el agua tiende a sedimentarlos de la composición de recuperación de petróleo. Por ejemplo, el tensoactivo puede venir como un gen o líquido altamente viscoso similar. Una composición para recuperar petróleo también puede incluir un coloide en lugar o además de un tensoactivo. El término "coloide" se ha usado para referirse a una mezcla heterogénea de un líquido y partículas sólidas suficientemente pequeñas. Las partículas sólidas pueden ser suficientemente grandes para difractar un haz de luz pero demasiado pequeñas para sedimentar por gravedad. Las partículas sólidas pueden estar altamente concentradas. Se contemplaron diferentes partículas sólidas, incluyendo partículas sólidas inorgánicas (por ejemplo, arcillas) , partículas sólidas orgánicas, (por ejemplo, almidones, polímeros, etc.) . Las partículas sólidas pueden ser de menos de aproximadamente 2 micrómetros de diámetro. También se contempló una emulsión micelar, donde las partículas sólidas son reemplazadas por micelas de jabón de ácido graso. Los coloides adecuados preferiblemente no se diluyen con agua. El coloide puede tender a dispersarse tras su aplicación y por lo tanto ayudar a la distribución y en particular la distribución lateral de una composición para recuperar petróleo a través de un reservorio de petróleo. Por ejemplo, el coloide puede reaccionar con agua en una mesa de agua para extraer la composición hacia y lateralmente a través de la mesa de agua donde puede percolarse hasta el reservorio de petróleo. En consecuencia, la adición del coloide puede alentar una mejor distribución de la composición dentro de un reservorio de petróleo. Un coloide que se contempló es el coloide TWC210MR, el cual se encuentra comercialmente disponible de Ward Companies de Garden Grove, California. Se contemplaron diferentes concentraciones de coloide para la recuperación de petróleo. En una modalidad, una composición para recuperar petróleo que contiene coloide puede tener una concentración del alquil éster de ácido graso de entre aproximadamente 65% y aproximadamente 98.89% o, preferiblemente de entre aproximadamente 78% y aproximadamente 93.99%. En esta modalidad, la concentración de tensoactivo puede ser de entre aproximadamente 0.1% y aproximadamente 10% o, de manera preferible, entre aproximadamente 1% y aproximadamente 5%. La concentración del coloide puede ser entre aproximadamente 1% y aproximadamente 20% o, de manera preferible, entre aproximadamente -5% y aproximadamente 16%. Finalmente, la concentración del ácido puede ser entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 5%, o de manera preferible, de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 1%. Una composición para recuperar el petróleo que comprende el coloide contemplada incluye aproximadamen e 90% de metil éster de soya, aproximadamente 5% de coloide T C210, aproximadamente 3% de tensoactivo F-500MR esencialmente no diluido, y aproximadamente 2% de vinagre (solución de ácido acético diluida) . Otra composición para recuperar el petróleo que contiene coloide contemplada incluye aproximadamente 80% de metil éster de soya, aproximadamente 16% de coloide TWC210, aproximadamente 2% de tensoactivo F-500MR esencialmente diluido, y aproximadamente 2% de vinagre. El coloide puede ser proporcionado además del tensoactivo, como un reemplazo o sustituto parcial del tensoactivo, o como un reemplazo completo de tensoactivo en la composición de recuperación. En una modalidad cada cantidad de tensoactivo es sustituida o reemplazada por cantidades múltiples de un coloide. Por ejemplo cada reducción de 1% en la concentración de tensoactivo puede ser acompañada por entre aproximadamente 1% a 10% o un incremento de aproximadamente 3% a 8% en la concentración de coloide. Puede ser agregado un ácido a la composición para recuperar petróleo para ayudar a la suspensión del tensoactivo, los coloides, o ambos del tensoactivo y el coloide en el alquil éster de ácido graso. Los ácidos adecuados para la composición de recuperación pueden comprender ácidos débiles que no se disocien completamente en agua, ácidos fuertes que se disocien de manera esencialmente completa en agua, o ambos de un ácido débil y un ácido fuerte. Los ácidos débiles que se contemplaron incluyen un ácido orgánico, ácido carboxílico, ácido acético, vinagre que comprende aproximadamente 5% de ácido acético en agua, ácido fórmico, ácido cítrico, jugo de limón, ácido butírico, ácido benzoico, ácido carbónico. Preferiblemente el ácido comprende ácido acético en forma de vinagre. Los ácidos fuertes que se contemplaron incluyen un ácido inorgánico, un ácido mineral, ácido sulfúrico, ácido clorhídrico, ácido nítrico, ácido perclórico, y otros. La preparación de la composición puede incluir agregar las proporciones deseadas de tensoactivo y/o el coloide, y el ácido al alquil éster de ácido graso seguido por mezclado, según se desee. En una modalidad, puede ser deseable mezclar vigorosamente la composición lo suficiente para emulsificar el ácido, el cual puede incluir una solución acuosa de ácido como el vinagre, en el alquil éster de ácido graso para evitar la separación de fase rápida, lo cual puede hacer disminuir la efectividad de la composición.

Adición de Composiciones a los Reservorios de Petróleo para Ayudar en la Recuperación Las composiciones descritas anteriormente son efectivas para mejorar la recuperación de petróleo de los reservorios. La Figura 4 ilustra un método 400 para recuperar o remover petróleo de un reservorio de petróleo, de acuerdo a una modalidad. El método comienza en el bloque 401, y procede al bloque 410, donde se agrega una cantidad efectiva de una composición de recuperación como se describió anteriormente a un reservorio de petróleo. Este puede incluir agregar entre aproximadamente 1135.5 litros (300 galones) y aproximadamente 11355 litros (3,000 galones) o de entre aproximadamente 1892.5 litros (500 galones) y 5677.5 litros (1500 galones) por pozo de una composición de recuperación. Como se describió anteriormente, la composición puede contener el alquil éster de ácido graso (por ejemplo, un metil éster de ácido graso derivado de vegetales) a una concentración de aproximadamente 85% y aproximadamente 99.89%, un tensoactivo a una concentración de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 10% (por ejemplo F-500), y un ácido a una concentración de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 5% (por ejemplo, ácido acético o ácido cítrico) . De manera alternativa, la composición puede ser otra composición descrita aquí o una que sea evidente a un experto en la técnica que tenga un nivel común de destreza en la técnica y el beneficio de la descripción de la presente. La composición de recuperación puede afectar al petróleo en el reservorio y en particular hacer más fácil la recuperación de petróleo del reservorio. Se cree que la composición de recuperación reduce atracciones entre el petróleo y las estructuras que contienen petróleo, como las tensiones superficiales, atracciones capilares, enlaces físicos o químicos entre el petróleo y la arena. Esto puede hacer el petróleo más móvil en relación a la arena y la roca. El método avanza del bloque 410 al bloque 420 donde el petróleo es removido del reservorio de petróleo. De manera ventajosa, como el resultado de la introducción de la composición de recuperación, puede ser posible remover más petróleo durante un periodo de tiempo más prolongado que el que había sido posible si la composición de recuperación no hubiese sido aplicada. Estudios experimentales han demostrado un incremento en la producción del petróleo durante varias semanas y aún varios meses, momento en el cual el reservorio puede ser tratado nuevamente con la composición de recuperación. La composición de recuperación descrita aquí es particularmente efectiva a este respecto en comparación con estimulantes de la técnica anterior, debido a que se cree que la composición de recuperación tiende a dispersarse en el reservorio con el mismo efecto más efectivamente que la composición de la técnica anterior. Las ventajas adicionales incluyen el hecho de que la composición es benigna en relación a la producción y refinación y no necesita ser removida del petróleo recuperado antes de la refinación. En efecto, la composición puede ayudar a limpiar o depurar las líneas de producción y refinación. Adicionalmente , puesto que algunos alquil esteres de ácido graso como el metil éster de soya pueden ser agregados como un aditivo al diesel, la composición puede ser recuperada durante la refinación para servir a un segundo propósito como un aditivo y por lo tanto proporcionar un beneficio de recuperación de petróleo mejorado y también servir como un aditivo al producto de refinación. El método termina en el bloque 430. Se contemplaron los diferentes métodos presentados más adelante para implementar la adición de composiciones de recuperación como un líquido (o en un estado sustancialmente líquido) a los reservorios de petróleo. La Figura 5 ilustra una primera modalidad, donde la composición es agregada vía un pozo de producción. Esta modalidad puede ser útil cuando una línea de vapor no está presente y, además para mejorar el petróleo de recuperación de un pozo, puede asistir en la limpieza del pozo de producción, la tubería asociada, y una región del reservorio cerca de la zona de succión del pozo de producción. La Figura 6 ilustra una segunda modalidad donde la composición es agregada a un pozo de producción y el vapor es agregado al pozo de producción. El vapor puede ayudar con la distribución de la composición al reservorio, acelerando el efecto de la composición, disminuyendo la viscosidad, y estimulando térmicamente el petróleo y composición cerca de la línea de producción. La Figura 7 ilustra una tercera modalidad, donde la composición es agregada a un pozo vía una herramienta de campana. Esta modalidad puede ser útil cuando el pozo quede obturado o sucio y cuando el reservorio de petróleo tenga un acuífero de agua alto. La Figura 8 ilustra un cuarto método donde la composición es agregada vía una línea de vapor asociada con un pozo o pozos de producción. Esta modalidad puede ser útil para reducir la viscosidad e incrementar la movilidad de petróleos pesados y puede adicionalmente ayudar a la limpieza del pozo de vapor. Se contemplaron otros métodos.

Adición de Composiciones a los Pozos de Producción La Figura 5 ilustra un método 500 para recuperar o remover petróleo de un reservorio de petróleo y agregar una composición de recuperación como se describió anteriormente a un pozo de producción, de acuerdo a una modalidad. El método comienza en el bloque 501, y a continuación procede al bloque 510, donde un pozo de producción es cerrado. Después de cerrar el pozo de producción, el bloque 520 se agrega una composición de recuperación como se describió anteriormente al reservorio de petróleo por medio del pozo de producción (por ejemplo, agregado hacia abajo, hacia el revestimiento y preferiblemente hacia abajo, hacia la tubería dentro del revestimiento) . El método avanza del bloque 520 al bloque 530 donde se deja que la composición de recuperación tome efecto sobre el reservorio durante un periodo de entre aproximadamente un día y aproximadamente siete días . Después de que la composición de recuperación ha tomado el efecto deseado sobre el reservorio del bloque 540 el pozo de producción es arrancado nuevamente y el petróleo es removido del reservorio de petróleo. El método termina en el bloque 550.

Adición de Composiciones a los Pozos de Producción con Inyección de Vapor La Figura 6 ilustra un método 600 para recuperar o remover petróleo de un reservorio de petróleo agregando una composición de recuperación como se describió anteriormente a un pozo de producción, de acuerdo a otra modalidad. El método comienza en el bloque 601, y entonces procede al bloque 610, donde el pozo de producción está apagado o cerrado. Después de que el pozo de producción ha sido apagado o cerrado, en el bloque 620 se agrega una composición de recuperación al reservorio de petróleo por medio del pozo de producción. La composición de recuperación puede ser agregada hacia abajo hacia el revestimiento o preferiblemente hacia abajo, hacia la tubería. El método avanza del bloque 620 al bloque 630, donde se agrega una cantidad efectiva de vapor al reservorio de petróleo por medio del pozo de producción. La cantidad efectiva puede ser una cantidad suficiente para lavar la composición de la línea hacia el reservorio y ayudar con la dispersión de la composición en el reservorio. Puede ser usada una cantidad efectiva mayor para estimular térmicamente el petróleo dentro del reservorio calentando éste para reducir su viscosidad. Ambas de esas cantidades pueden depender de las características particulares del campo de petróleo, incluyendo la profundidad y el petróleo, incluyendo la viscosidad. En consecuencia, la cantidad de vapor agregado puede variar desde una cantidad trivial suficiente para lavar la línea y dispersar la composición de la línea hacia el reservorio hasta una cantidad convencional mayor para estimular térmicamente el reservorio. De manera similar, las características del vapor, como la presión y temperatura pueden variar dependiendo de la profundidad de acuerdo a la convención. Después de que ha sido agregada la cantidad deseada de vapor la adición de vapor puede ser detenida, de modo que pueda comenzar la recuperación de petróleo. El método avanza del bloque 630 al bloque 640 donde el pozo de producción es arrancado y el petróleo es removido del reservorio de petróleo. El método termina en el bloque 650.

Adición de Composiciones Vía la Herramienta de Campana La Figura 7 ilustra un método 700 para recuperar petróleo de un reservorio de petróleo agregando una composición de recuperación como se describió anteriormente a un pozo con una herramienta de campana, de acuerdo a una modalidad. El método comienza en el bloque 701, y entonces procede al bloque 710, donde el pozo es cerrado. Después de que el pozo ha sido cerrado, en el bloque 1020 se agrega un volumen predeterminado de una composición de recuperación a una cavidad o cámara de la herramienta de campana. El método avanza del bloque 720 al bloque 730 donde la herramienta de campana es insertada en el pozo y la composición es liberada de la cámara. Esto puede incluir insertar la cámara de la herramienta de campana en alineación próxima con perforaciones en un revestimiento perforado del pozo y soplando presurizada la composición de la cámara con suficiente fuerza para inyectar la composición en el reservorio y para remover estructuras de petróleo que obturen el revestimiento en una perforación particular. De manera ventajosa, la herramienta de campana puede ayudar con la distribución y dispersión dirigida de la composición y puede ayudar adicionalmente con la limpieza de depósitos del pozo. Después de liberar la composición, en el bloque 740 la herramienta de campana es removida del pozo. El método avanza del bloque 740 al bloque 750 donde el petróleo es recuperado del reservorio de petróleo. El método termina en el bloque 760.

Adición de Composiciones a las Líneas de Vapor La Figura 8 ilustra un método 800 para recuperar o remover petróleo de un reservorio de petróleo agregando una composición de recuperación como se describió anteriormente a una línea de vapor, de acuerdo a una modalidad. El método comienza en el bloque 801 y a continuación procede al bloque 810, donde la línea de vapor es cerrada. Después de que la línea de vapor ha sido cerrada, en el bloque 820 se agrega una composición de recuperación al reservorio de petróleo por medio de la línea de vapor. El método avanza del bloque 820 al bloque 830, donde se agrega vapor al reservorio de petróleo por medio de la línea de vapor para incrementar la efectividad de la composición de recuperación en la recuperación de petróleo. Después de agregar una cantidad efectiva del vapor, en el bloque 840 el petróleo es removido del reservorio de petróleo. De acuerdo a lo deseado, el petróleo puede ser recuperado continuamente del reservorio concurrentemente con la adición de composición de recuperación en el bloque 820, adición de vapor en el bloque 830, o ambas. El método termina en el bloque 850. Una ventaja adicional con la inyección de una composición de recuperación como se describió anteriormente es la limpieza del pozo con vapor. De manera convencional, se sabe que esos pozos de vapor se ensucian con hidrocarburos. Esto puede producir la restricción de flujo o dispersión del vapor y puede limitar la cantidad de vapor que puede ser liberada efectivamente al reservorio. Un método de la técnica anterior pera remediar este problema es inyectar ácidos fuertes en el pozo de vapor para remover los hidrocarburos. Sin embargo este método tiene la desventaja de introducir ácidos extraños en el petróleo, los cuales pueden producir la corrosión del equipo de refinación de petróleo posteriormente que pueden necesitar ser separados del petróleo antes del proceso de refinación de petróleo. En consecuencia, la limpieza con composiciones de alquil éster de ácido graso, que no producen corrosión durante la refinación, proporciona un método alternativo atractivo. De manera ventajosa, esta puede permitir limpiar o depurar el pozo de vapor, el cual puede hacer la estimulación con vapor más efectiva, así como proporcionar concurrentemente la composición al reservorio para mejorar la recuperación de petróleo. Este método puede limpiar adicionalmente otro equipo de procesamiento como las bombas que bombean el petróleo desde el reservorio y la tubería, ambas de las cuales pueden ser ensuciadas por los componentes del petróleo como las parafinas.

Se Contemplaron Otros Métodos Aquéllos que tengan un nivel común de destreza en la técnica y los beneficios de la descripción apreciarán que se contemplaron otros métodos para agregar composiciones de recuperación como se describió anteriormente a los reservorios de petróleo. Por ejemplo, de acuerdo a otro método más, una composición de recuperación puede ser agregada vía un pozo de inyección de agua y entonces capturada con agua. El agua de captura puede ser proporcionada en una cantidad suficiente para dispersar la composición así como para presurizar el pozo y movilizar el petróleo. Otro método más incluye agregar una cantidad suficiente de la composición de recuperación como parte de un procedimiento de fraccionación (por ejemplo antes de la presurización) .

Ejemplo de Trabajo Detallado La Figura 9 ilustra una aplicación ejemplar de una composición de recuperación de petróleo de metil éster de soya a un reservorio de petróleo, de acuerdo' a una modalidad. Inicialmente se inserta una herramienta rascadora en un pozo de inyección 950 para abrir o limpiar el pozo de inyección. A continuación la herramienta rascadora es removida y se inserta una herramienta de inyección en el pozo de inyección. Se agrega agua 935 desde un tanque de separación 925 hasta el reservorio 960 vía una bomba 920. Una válvula de retención 945 se abre cuando la descarga de la bomba alcanza aproximadamente 14.06 kgf/cm2 (200 psi) . Esta válvula puede suprimir esencialmente el flujo del reservorio. La composición de recuperación 910 puede ser agregada al pozo de inyección desde un camión cisterna 905 vía una bomba 915. Esto puede incluir agregar aproximadamente 378.5 litros (100 galones) o más (por ejemplo, hasta 1892.5 litros (500 galones) o más) de composición de recuperación al reservorio. Entonces puede agregarse agua 935 para empujar la composición de recuperación fuera del pozo y hacia el reservorio de petróleo como se muestra 980. Esto puede incluir agregar entre aproximadamente 1 y aproximadamente 50 veces tanta agua como composición de recuperación, o más. De manera general, a más agua disponible para la adición mejor, dado que el agua ayuda a dispersar la composición hacia el reservorio por la fuerza de inyección, percolación, y otros mecanismos. Pueden ser agregados otros segmentos y esos pasos repetidos como se muestran 985 y 990 para dispersar verticalmente la composición de recuperación a lo largo del reservorio. De manera deseable, la composición puede ser dispersada a lo largo de la región que contenga petróleo 970 del reservorio en lugar de la región que contenga gas 965 o región que contenga agua 975. En una modalidad, se usa una pluralidad de segmentos, cada uno de los cuales tiene una longitud de aproximadamente 3.04 y aproximadamente 15.24 metros (10 y aproximadamente 50 pies) para dispersar la composición de recuperación sobre una porción sustancial de las regiones que contienen petróleo 970 del reservorio. De manera ventajosa, la composición de recuperación tiende a mejorar la recuperación del petróleo debilitando las uniones entre el petróleo y las estructuras que contienen petróleo (por ejemplo, arena, roca, esquisto, etc.) . El petróleo puede ser recuperado del petróleo vía un pozo de producción 955 y ser proporcionado al tanque de separación. En un tanque de separación el petróleo producido puede ser separado en petróleo 930, agua 935, y sólidos 940. El petróleo puede ser enviado a refinación y los sólidos a tratamiento/eliminación.

Representación Conceptual!zada de la Recuperación de Petróleo Mejorada La Figura 10 ilustra una composición de recuperación como se describió anteriormente que interactúa con el petróleo que moja la arena, de acuerdo a una modalidad. La arena 1010 se muestra como si tuviera petróleo mojando ésta, conteniendo el petróleo al menos algo de una composición de recuperación disuelto en él. Un flujo de agua 1030 es acoplado dentro del petróleo 1020 para remover el petróleo de la arena. El flujo de agua 103 puede ser reemplazado por otro fluido en- movimiento o por vapor. La arena y el petróleo se reúnen en una interfaz petróleo-arena. Cerca de la interfaz se encuentran un ácido (A) , un tensoactivo (S) y un alquil éster de ácido graso (R- 0-R' ) de una composición de recuperación disuelta en el petróleo. Se cree que uno o más de esos componentes de la composición actúan como agentes interfaciales para reducir atracciones y adhesiones entre el petróleo y la arena. Esto es representado conceptualmente como una línea discontinua 1070. De manera ventajosa, esto tiende ha hacer más fácil la recuperación de porciones sustanciales de petróleo. El petróleo y el flujo de agua se reúnen en una interfaz petróleo-agua. Cerca de la interfaz petróleo-agua se encuentra un ácido, un tensoactivo, y un alquil éster de ácido graso de la composición de recuperación disuelta. Uno o más de esos componentes pueden actuar como componentes interfaciales para reducir la tensión interfacial entre el petróleo y el agua. Esto es representado conceptualmente como una línea discontinua 1060. Como se muestra, una porción 1050A que contiene algo de la composición de recuperación puede ser desalojada y llevada lejos típicamente como una gota de petróleo 1050B dispersa en el flujo de agua. De esa manera la composición de recuperación puede ser usada para mejorar la recuperación del petróleo.

Análisis de Petróleo Recuperado de un Reservorio Tratado con una Composición para Recuperar Petróleo La Figura 11 ilustra una vista superior de un campo de reservorio de petróleo ejemplar 1100 que fue tratado por una composición para recuperar petróleo de la presente invención. La vista superior muestra las posiciones de los pozos de inyección de vapor (11, 12, 13 y 14) y los pozos de recuperación (Rl, R2 , R3 , R4 , R5 , R6 , R8 y el pozo de recuperación de control R16) . Las composiciones de recuperación que contienen aproximadamente 96% de metil éster de soya, aproximadamente 3% de tensoactivo F-500, y aproximadamente 1% de vinagre fueron inyectadas en los pozos de inyección de vapor antes de que las muestras de petróleo fueran recuperadas de los pozos de recuperación durante un periodo de aproximadamente 3 semanas. En particular, el pozo de inyección II fue inyectado con 25359.5 litros (6700 galones) de composición de recuperación en una primera fecha y cinco días después con 20060.5 litros (5300 galones) adicionales de la composición de recuperación; el pozo de inyección 12 fue inyectado con 26495 litros (7000 galones) de composición; el pozo de inyección 13 fue inyectado con 22710 litros (6000 galones) de la composición de recuperación y 22710 litros (6000 galones) adicionales de la composición de recuperación un día después: y el pozo de inyección 14 fue inyectado con 45420 litros (12000 galones) de la composición. Después de la inyección de la composición, se agregó vapor a cada uno de los pozos de inyección para lavar la composición de las líneas y dispersar la composición hacia el reservorio de petróleo.

Aproximadamente cuatro meses después de la primera fecha de inyección, se recuperaron muestras de petróleo de cada uno de los pozos de recuperación y se probaron por cromatografía de gases. La muestra de petróleo recolectada del pozo de recuperación control R16 no fue afectada por la adición de la composición al reservorio y sirve como control o punto de referencia para observar los efectos de otras muestras de petróleo debido a la adición de la composición. La Figura 12 ilustra datos cromatográficos de gases determinados para la muestra control y las Figuras 13A-13G muestran datos cromatográficos de gases determinados para muestras de los pozos Rl, R2 , R3 , R , R5 , R6 y R8 , respectivamente. Los datos de la cromatografía de gases son una representación analítica de los diferentes compuestos orgánicos en cada muestra de petróleo. En particular, la posición, forma, curvatura y rugosidad de la línea de datos de la cromatografía de gases caracteriza y representa la composición química de la muestra de petróleo. De esta manera los datos actúan como huella digital para la muestra de petróleo. En ausencia de cualquier efecto por la composición, se esperaría que los datos de la cromatografía de gases para cada una de las muestras recolectadas sean sustancialmente idénticos de pozos de petróleo próximos en el mismo reservorio de petróleo (es decir, similares a la Figura 12) . La comparación de la muestra control mostrada en la Figura 12 con muestras no control en las Figuras 13A-13G muestra un resultado diferente. En primer lugar, estos datos muestran que la composición agregada al reservorio ha afectado y alterado la química de las muestras de petróleo recuperadas de los pozos de recuperación a varios cientos de pies desde un pozo de inyección. En consecuencia, las composiciones y métodos descritos aquí han sido efectivos para dispersar la composición sobre una distancia efectiva de un reservorio de petróleo. En segundo lugar, estos datos muestran que la composición ha sido efectiva para alterar la composición química y propiedades químicas del petróleo. Se cree que esto se debe parcialmente al hecho de que la composición se ha vuelto petróleo viscoso previamente irrecurable disponible y presente en la muestra, y parcialmente debido al hecho de que la composición puede reaccionar con ciertos componentes del petróleo para cambiarlos químicamente . Se cree que esos cambios ayudan a recuperar petróleo del reservorio de petróleo.

Usos Alternativos de la Composición Las composiciones de recuperación descritas aquí tienen otros usos. Varios usos alternativos son descritos más adelante. Aquellos que tengan un nivel común de destreza en la técnica y los beneficios de la descripción apreciarán que se contemplaron otros usos aún.

Agente de Limpieza para Limpiar Suelo Contaminado con Petróleo De acuerdo a una primera modalidad alternativa, puede ser usada una composición de recuperación como aquella descrita aquí para limpiar el suelo que esté contaminado con petróleo. La composición de recuperación puede ayudar a la liberación de petróleo del suelo debilitando las atracciones físicas y químicas y atracciones entre el petróleo y el suelo . La Figura 14 ilustra un sistema de limpieza de petróleo contaminado de dos etapas 1400, de acuerdo a una modalidad. El sistema de dos etapas incluye un recipiente de tratamiento primario 1425 y un recipiente de tratamiento secundario 1445. Los recipientes pueden ser tanques de procesamiento cerrados que tengan especificaciones de diseño consistentes con los usos y condiciones descritas más adelante . El suelo contaminado con petróleo es agregado al recipiente primario vía una tolva de suelo 1405. Se mezclan agua y composición para lavar en suelo y se agregan al recipiente primario vía una entrada de agua 1410. El agua es agua presurizada y puede ser calentada entre aproximadamente 37.77°C y aproximadamente 93.33°C (100°F y aproximadamente 200°F) o entre aproximadamente 43.33°C y aproximadamente 54.44°C (110°F y aproximadamente 130°F) . Puede ser agregada suficiente agua para proporcionar un buen lavado del suelo a través y del sistema incluyendo los recipientes. La composición puede ser agregada en una relación al suelo de aproximadamente 0.01 hasta aproximadamente 10 o de entre aproximadamente 0.1 y aproximadamente 2. La composición puede comprender 80 ( +6) % de metil éster de soya, 18 (+5)% de TWC210 o coloide similar, y 2(+l)% de vinagre. De manera alternativa, pueden ser usadas en su lugar otras composiciones descritas aquí. El recipiente primario puede ser un recipiente primario que tenga un lado largo a lo largo del cual el suelo puede desplazarse desde un extremo de entrada en las entradas hasta un extremo opuesto. La entrada de agua y la tolva pueden localizarse en o cerca del lado de entrada. La entrada de agua y la tolva pueden localizarse, adicionalmente , una cerca de otra hacia la parte superior del recipiente primario y alineadas de modo que el agua dirija y mezcle el suelo hacia abajo debido a su velocidad. Puede ser agregado aire comprimido al recipiente primario vía una entrada de aire 1415. El aire puede ser agregado en una cantidad suficiente para agitar el contenido del recipiente primario incluyendo lo suficiente para mezclar el suelo y la mezcla de agua-composición. La entrada de aire puede dirigir el aire en una dirección a lo largo del lado más largo del recipiente para alentar al agua y el suelo en el tanque a moverse en esta dirección. De acuerdo a una modalidad se agrega al menos algo de aire hacia arriba a todo lo largo del fondo del recipiente para alentar al suelo no sedimentario empaquetarse, lo cual puede hacer disminuir la eficiencia del lavado. El aire usado puede salir del recipiente a través de un sistema de tratamiento de aire usado 1420, el cual puede incluir un venturi y un depurador purificador de aire. El suelo y el agua se mueven a través del tanque, desde la entrada en la izquierda hasta una salida en la derecha, y es removido del recipiente primario por un sistema de bombeo 1430. El recipiente primario puede tener un tamaño suficiente para proporcionar un tiempo de residencia efectivo para la composición y agua para lavar el suelo. El tiempo de residencia puede ser de entre aproximadamente 1 minuto y 5 horas o, de manera preferible, entre aproximadamente 5 minutos y 1 hora. El agua y la composición para lavar el suelo aflojan y remueven una cantidad efectiva del petróleo del suelo. El petróleo removido y la composición pueden ser separados del agua como gotas dentro del agua y elevarse hasta una capa de petróleo en la parte superior del recipiente primario. De acuerdo a una modalidad, esta capa es espumada, bombeada, o removida de otro modo del recipiente primario para su procesamiento adicional . Un sistema de bombeo 1430 bombea el suelo y el agua a un recipiente de tratamiento secundario 1445. El sistema de bombeo puede comprender una bomba de grava. El recipiente secundario puede ser sustancialmente como se describió para el recipiente primario puede ser diferente si se desea. La mezcla de suelo puede entrar al recipiente secundario en la entrada de la izquierda (como se ve) y desplazarse de izquierda a derecha a lo largo de la longitud más larga del recipiente hasta un lado de salida en la izquierda. Puede ser agregada vía la entrada 1440 para ayudar con el movimiento del suelo y puede agregarse aire vía la entrada de aire 1435 para ayudar con la agitación del contenido del recipiente. El aire usado puede salir a través de un sistema de tratamiento de aire usado 1450. El petróleo y la composición separadas de la fase pueden ser desespumados y recuperados del recipiente secundario o bombeados con el agua para el procesamiento y recuperación posteriores. Un sistema de bombeo 1455 remueve agua y suelo del recipiente secundario en el lado opuesto de su entrada y bombea este hasta un sistema de desagüe 1460. El sistema de desagüe puede comprender medios de desagüe como un tanque de sedimentación grande, pozo de agitación para agitar sólidos, una centrífuga, o alguna combinación.

Agente de Control de Derrames para Tratar Derrames de Petróleo De acuerdo a una segunda modalidad alternativa, al composición de recuperación descrita aquí puede ser usada como agente para derrames de petróleo para recuperar o remover petróleo de un derrame de petróleo. La composición de recuperación puede ser usada para recubrir superficies antes de que entren en contacto con el derrame de petróleo o para debilitar enlaces entre el petróleo y las superficies después de que hayan sido recubiertas con el petróleo. Un primer método para recuperar o remover petróleo de un derrame de petróleo puede incluir (1) rociar o aplicar de otro modo una cantidad efectiva (por ejemplo, de entre aproximadamente 0.03-3.78 litros (0.01-1 galón) por 0.09 metros cuadrados (pie cuadrado) o de manera preferible aproximadamente 0.37 litros (0.1 galones) por 0.09 metros cuadrados (pie cuadrado) dependiendo de la cantidad de petróleo) de la composición de recuperación sobre superficies ambientales (por ejemplo, rocas, arena, playas, malecones, muelles, etc) que hayan sido recubiertos por petróleo de un derrame, (2) permitir un tiempo suficiente para que la composición afloje los enlaces entre el petróleo y el suelo (por ejemplo, entre aproximadamente 1 minuto y 1 día o preferiblemente entre aproximadamente 0.5-2 horas (4), rociar agua sobre el suelo para remover el petróleo del suelo, (5) recolectar el suelo removido, y (6) repetir (1) - (5) cero o más veces hasta que el petróleo haya sido removido en un grado deseado.

Un segundo método puede incluir rociar o aplicar de otro modo la composición de recuperación sobre superficie antes de que sean recubiertas con petróleo para hacer las superficies menos susceptibles a una unión de recubrimiento fuerte por el petróleo. Por ejemplo, después de un derrame de petróleo sobre el mar, una playa próxima puede ser rociada por una cantidad efectiva de la composición de recuperación (por ejemplo, aproximadamente 0.37 litros (0.1 galones) por 0.09 metros cuadrados (pie cuadrado)) antes de que el derrame de petróleo alcance la playa para evitar que se aproxime el derrame de petróleo y se adhiera fuertemente a las superficies. De manera ventajosa, esto puede reducir el impacto del derrame así como hacer el remedio más fácil y menos costoso. También se contempló que la composición ejemplar mencionada anteriormente para limpiar suelo contaminado con petróleo es útil en esta modalidad. Se contemplaron otras composiciones y métodos y serán evidentes a una persona que tenga un nivel común de destreza en la técnica y las enseñanzas de la presente descripción.

Agente Clarificador para Mejorar la Separación, de Sólidos De acuerdo a una tercera modalidad alternativa, la composición de recuperación descrita aquí puede ser usada para mejorar la separación de sólidos de petróleo y agua. Por ejemplo, la composición de recuperación puede ser agregada al petróleo de producción o agua bombeada desde el pozo para nivelar los sólidos suspendidos por el petróleo o agua debilitando las atracciones entre los sólidos y los fluidos. La composición de recuperación puede reducir la unión entre los sólidos y los fluidos y permitirles separarse por gravedad. Esto puede permitir que el petróleo y el agua pasen a través del proceso de producción con sólidos significativamente reducidos. De manera ventajosa, esto puede reducir el desgaste al equipo de procesamiento como las bombas y válvulas. Esto también puede permitir que los sólidos sean recuperados más limpios de deshidratadores y tanques de lo que es posible por los métodos actuales que implican polímeros. De manera ventajosa, esos sólidos más limpios pueden ser considerados materiales menos peligrosos para propósitos de eliminación, almacenamiento o tratamiento. Un método para mejorar la separación de sólidos con la composición de recuperación puede incluir (1) agregar una cantidad efectiva de una composición de recuperación, por ejemplo, de entre aproximadamente litros 0.03-0.37 (0.01-0.1 galones) por 3.785 litros (galón) de fluido, a un fluido de proceso (por ejemplo, petróleo o agua bombeada desde el pozo), (2) permitir un contacto suficiente (por ejemplo, mezclado suficiente dentro de una válvula o tiempo suficiente dentro de un tanque u otro equipo de tiempo de residencia alto) para permitir que la composición de recuperación entre en contacto con los sólidos suspendidos, (3) permitir un tiempo suficiente para que la composición afloje los enlaces entre el petróleo y el suelo y para que los sólidos suspendidos sedimenten (por ejemplo, entre aproximadamente un minuto y un día o, de manera preferible entre aproximadamente cinco minutos y una hora dependiendo del tamaño y la densidad y tamaño de los sólidos y la viscosidad del aceite, (4) procesar convencionalmente los fluidos y sólidos separados. Un ejemplo de composición de recuperación que se contempló es útil para esta modalidad incluye 90 (+5)% de metil éster de soya y 10 (+5)% de coloide T C210. Puede no ser necesario ácido para proporcionar la suspensión del coloide puesto que la composición puede permanecer perfectamente mezclada por flujo, bombeo, y medios similares. Adicionalmente , la composición puede permanecer móvil más que estancada, lo cual promovería la separación. Se contemplaron otras composiciones y métodos y serán evidentes a una persona que tenga un nivel común de destreza en la técnica y las enseñanzas de la presente descripción.

Agente de Limpieza para Remover Suciedad Orgánica De acuerdo a una cuarta modalidad alternativa, la composición de recuperación puede ser usada como agente de limpieza para remover componentes de petróleo que ensucien el equipo de procesamiento de petróleo. La composición de recuperación también puede ser usada para limpiar el interior o exterior del equipo de procesamiento de petróleo como los tanques de deshidratación, tanques de almacenamiento, líneas de producción, tubos, válvulas, bombas y otro equipo de procesamiento para remover suciedad de componentes de petróleo como residuos orgánicos, suciedad e hidrocarburos, o sedimento. De manera ventajosa, la composición de recuperación puede ser más compatible con el proceso de refinación que otros agentes de limpieza como ácidos. La composición y en particular los tensoactivos también pueden ayudar a reducir los niveles de H2S. Un método para remover suciedad de componentes de petróleo de un tanque evacuado (por ejemplo, un tanque de deshidratación o tanque de almacenamiento de petróleo) puede incluir: (1) rociar o aplicar de otro modo una cantidad de la composición de recuperación suficiente para recubrir la superficie del tanque (por ejemplo, típicamente menos de aproximadamente 0.03 litros por 0.09 metros cuadrados (0.01 galones por pie cuadrado) de tanque, (2) permitir un tiempo suficiente para que la composición afloje los enlaces entre la suciedad y el tanque (por ejemplo, entre aproximadamente un minuto y un día o, de manera preferible, entre aproximadamente 0.5-2 horas, (4) rociar agua preferiblemente un flujo de presión alta de agua sobre el tanque para remover la suciedad y la composición de recuperación del tanque, (5) eliminar la suciedad removida y la composición, (6) repetir (l)-(5) cero o más veces hasta que el tanque haya sido limpiado en un grado deseado. También se contempló un método para remover suciedad del equipo de procesamiento menos accesible como las líneas de producción, bombas y válvulas. Dependiendo de la implementación particular puede hacerse circular la composición pura o soluciones (por ejemplo diluida con agua) de la composición de recuperación a través del equipo de procesamiento. De manera ventajosa, esta puede ser usada para remover suciedad de petróleo para depósitos de parafina y asfalto del equipo de procesamiento inaccesible. Una composición de recuperación ejemplar que se contempló es útil para esta modalidad incluye 80(^-8)% de metil éster de soya, 5 ( +2)% de tensoactivo F-500, 13 ( +5)% de coloide TWC210, 2(+l)% de vinagre. Se contemplaron otras composiciones y métodos y serán evidentes a aquellas personas que tengan un nivel común de destreza en la técnica y las enseñanzas de la presente descripción.

Agente para Limpiar Graffitis para Remover Graffitis De acuerdo a una sexta modalidad alternativa, una composición de recuperación y métodos similares como se describió anteriormente para remover suciedad pueden ser empleados para remover pinturas a base de aceite o graffitis de superficies. Una composición de recuperación similar también puede ser usada para remover componentes de petróleo de cemento, como pisos de garages de estacionamiento.

Agente de Limpieza Biocompatible Para Vida Salvaje Recubierta con Petróleo De acuerdo a una quinta modalidad alternativa, la composición de recuperación puede ser usada para limpiar vida salvaje como aves y animales que sean contaminados por petróleo, como por un derrame de petróleo accidental . La composición de recuperación puede debilitar los enlaces entre las plumas, pelo y piel y el petróleo. De manera ventajosa, esto puede reducir el impacto del derrame sobre la vida salvaje y puede permitir la limpieza de vida salvaje con un agente no tóxico, no irritante y biodegradable . Un método para limpiar vida salvaje puede incluir: (1) retener la vida salvaje con la mano o dentro de una jaula, (2) rociar o aplicar de otro modo una cantidad de la composición de recuperación suficiente para recubrir la superficie de la vida salvaje (por ejemplo menos de aproximadamente 3.785 litros (un galón) o preferiblemente menos de aproximadamente 0.37 litros (0.1 galones) por animal del tamaño de un lagópeto normal), (3) dar masaje con la composición de recuperación en contacto con el pelo o plumas del animal, (4) permitir un tiempo suficiente para que la composición afloje los enlaces entre el petróleo y el pelo o las plumas (por ejemplo, entre aproximadamente treinta segundos y aproximadamente una hora o preferiblemente menos de aproximadamente diez minutos) , (5) rociar suavemente agua sobre la vida salvaje para remover el petróleo y la composición de recuperación del pelo o plumas y (6) repetir (2) - (5) cero o más veces hasta que la vida salvaje haya sido limpiada en un grado deseado. Una composición ejemplar que se contempló es útil para esta modalidad incluye 90 (5j % de metil éster de soya, 8 (+4)% de lanolina, y 2( +l)% de aloe vera. Esos componentes y concentraciones pueden ser reemplazados con otros componentes y concentraciones no tóxicas y no irritantes. Por ejemplo, la lanolina puede ser reemplazada por otro tensoactivo usado en agentes de limpieza para humanos como jabones de baño como champús, y limpiadores que sean suficiente moderados para los humanos. Se contemplaron otras composiciones y métodos y serán evidentes a una persona que tenga un nivel común de destreza en la técnica y las enseñanzas de la presente descripción .

Agente Desemulsificante para Emulsiones Aceite-Agua De acuerdo a una sexta modalidad alternativa, la composición de recuperación puede ser usada para remover agua del petróleo degradando una emulsión aceite-agua. La recuperación del petróleo de reservorios con frecuencia contiene emulsiones aceite-agua. Una emulsión es una mezcla líquida de dos o más sustancias líquidas que normalmente no se disuelven entre sí. Un líquido es mantenido en suspensión en el otro líquido. En la emulsión agua en aceite el agua es el líquido minoritariamente suspendido y el aceite es el líquido mayoritariamente suspensor. La cantidad de agua puede depender de las características químicas del aceite y como se produjo. Muchos aceites contienen agentes emulsificantes . Los agentes emulsificantes ejemplares incluyen partículas sólidas (por ejemplo, sedimento, lodo de perforación, o partículas de arcilla) , tensoactivos naturales, y ciertas sustancias químicas que pueden ser agregadas durante la producción (por ejemplo, inhibidores de la corrosión, controladores de incrustación, controladores de parafina, y similares) . El agua, el petróleo y cualquier agente emulsificante que estén presentes pueden quedar finalmente mezclados y emulsificados durante el mezclado turbulento y procesos cortantes que ocurren en las bombas, válvulas, tubos y otro equipo de producción. Las emulsiones aceite-agua pueden contribuir a numerosos problemas durante el transporte en tuberías y durante la refinación. Un problema es que el agua puede contener materiales corrosivos (por ejemplo, sales, ácidos, etc.) que pueden dañar las tuberías y equipo de refinación. Otro problema es que el agua constituye el fluido adicional que necesita ser transportado y refinado, lo cual incrementa los costos. Otro problema más es que las emulsiones tienen alta viscosidad, lo cual puede conducir a problemas de bombeo, y pueden acumularse en separadores, conduciendo potencialmente a condiciones peligrosas y costosas, interrupciones de producción de trabajo intensivo. Debido a esos problemas y otros, muchas compañías de tuberías, y compañías refinadoras, han establecido especificaciones, con frecuencia conocidas como especificaciones BS&W (sedimento inferior y agua) , las cuales limitan la cantidad de agua en el petróleo para propósitos de transporte vía tuberías o refinación. El petróleo es con frecuencia probado, por ejemplo, con un verificador de BS&W el cual detecta el contenido de agua atrapado en el petróleo debido a que el agua cambia la resistencia capacitiva como función de la constante dieléctrica, y pueden ser impuestos costos adicionales, o rechazar los servicios, si el contenido de agua es mayor de lo especificado. La estabilidad de la emulsión depende de las características del aceite y el agua, y la forma en la cual son mezcladas. Dado un tiempo suficiente, la mayoría de las emulsiones se degradarán. Sin embargo, tiempos de procesamiento prolongados generalmente no son deseables en la producción de petróleo comercial. Para reducir la cantidad de agua presente en el petróleo, en frecuencia se agregan compuestos químicos conocidos como degradadores de la emulsión al petróleo para desestabilizar o degradar las emulsiones aceite-agua y alentar la separación gravimétrica del agua del aceite, en la cual se mezcló, sobre la base de diferencias en densidad. Este proceso es conocido como desemulsificación química. Los compuestos químicos existentes tienen un número de limitaciones y existe una necesidad general en la técnica de nuevas composiciones de desemulsificación . Un método para desemulsificar una emulsión aceite-agua, de acuerdo a una modalidad, puede incluir agregar una composición que contenga un alquil éster de ácido graso, un tensoactivo, y un ácido, a la emulsión aceite-agua para formar por lo tanto una mezcla, y permitir que ocurra una separación de fase dentro de la mezcla para producir por lo tanto una fase oleosa y una fase acuosa. Al menos una porción de la fase oleosa resultante puede ser procesada y al menos una porción de la fase acuosa resultante puede ser desechada. En otro aspecto, la desemulsificación puede ser practicada en las costas y al menos una porción del agua desechada de la costa. Las modalidades de las composiciones y métodos pueden ayudar a los productores de petróleo a satisfacer las especificaciones de contenido de agua establecidas para tuberías y refinerías, y en general puede ayudar a reducir la corrosión del equipo, costos de procesamiento, tiempos muertos y otros problemas asociados con el agua. Varias composiciones descritas aquí son adecuadas para degradar emulsiones aceite-agua. En una modalidad, la composición puede comprender una concentración del alquil éster de ácido graso que puede ser entre aproximadamente 85% y aproximadamente 91.89%, la concentración del tensoactivo puede ser entre aproximadamente 0.1% y aproximadamente 10%, y la concentración del ácido puede ser de entre aproximadamente 0.01% y aproximadamente 5%. En otra modalidad de la invención, la concentración del alquil éster de ácido graso, como el metil éster de soya, puede ser de al menos aproximadamente 85%, la concentración del tensoactivo, como el coloide TWC210 o el tensoactivo F-500MR o alguna combinación, puede ser entre aproximadamente 4% y aproximadamente 7%, y la concentración del ácido, como el vinagre, igualmente solución de ácido orgánico débil diluido, u otra solución de ácido diluido similar, puede ser entre aproximadamente 1% y aproximadamente 1.5%. Esas composiciones logran una separación rápida del agua del aceite, degradando esencialmente toda la emulsión, proporcionando una interfaz aguda entre una fase oleosa interior y una fase acuosa superior, y proporciona una fase acuosa sustancialmente pura. Las proporciones relativas de alquil éster de ácido graso, tensoactivo, y ácido, pueden ser adaptadas, al menos en algún grado sobre la base de la naturaleza de una emulsión aceite- agua para un reservorio o campo particular. Con frecuencia, puede ser usada una bomba o dispositivo dosificador para agregar la composición a la emulsión. De manera alternativa, la composición puede ser agregada manualmente. La composición puede ser agregada a la emulsión en un recipiente de separación de fases, como un tanque, o la tubería de entrada al recipiente. Con frecuencia, puede ser favorecido un recipiente debido a que éste puede tener un tamaño que facilite la sedimentación por gravedad de gotas de agua del aceite. Por supuesto el recipiente no es requerido y la composición también puede ser agregada a una emulsión que fluya a través de un tubo o tubería sin el recipiente. La composición puede ser mezclada con la emulsión para dar una concentración de la composición en el intervalo de aproximadamente 1-1000 ppm (partes por millón) también pueden ser usadas concentraciones mayores. El método puede incluir además mezclar la composición con la emulsión. El mezclado puede ser logrado usando un agitador, como un agitador motorizado con una pluralidad de cuchillas mezcladoras, o haciendo circular la mezcla a través de un tubo, codo, válvula, bomba o dispositivo de mezclado o similar. En consecuencia, las modalidades de la composición y método para desemulsificar una emulsión aceite-agua resultante de la producción de petróleo crudo de un reservorio de petróleo crudo subsuperficial . La capacidad para remover agua del petróleo por esos métodos puede ser de gran ayuda y beneficio económico a los productores de petróleo para ayudarles a satisfacer las especificaciones del contenido de agua para tuberías y refinerías y reducir en general los problemas asociados con emulsiones aceite-agua. En la especificación anterior, la invención ha sido descrita con referencia a modalidades específicas de la misma. Sin embargo, será evidente que pueden hacerse varias modificaciones y cambios a ésta sin apartarse del espíritu y alcance más amplio de la invención. La especificación y los dibujos deben ser considerados, en consecuencia, ilustrativos más que en un sentido restrictivo. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones. 1. Una composición, caracterizada porque comprende: un alquil éster de ácido graso; un tensoactivo; y un ácido. 2. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la concentración del alquil éster de ácido graso es de entre aproximadamente 85 por ciento y aproximadamente 99.89 por ciento; donde la concentración de tensoactivo es de entre aproximadamente 0.1 por ciento y aproximadamente 10 por ciento; y donde la concentración del ácido es de entre aproximadamente 0.01 por ciento y aproximadamente 5 por ciento . 3. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque la concentración del alquil éster de ácido graso es de entre aproximadamente 94 por ciento y aproximadamente 98.99 por ciento; donde la concentración del tensoactivo es de entre aproximadamente 1 por ciento y aproximadamente 5 por ciento,-y donde la concentración del ácido es de entre aproximadamente 0.01 por ciento y aproximadamente 1 por ciento . 4. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el alquil éster de ácido graso comprende un alquil éster de ácido graso que es seleccionado del grupo que consiste de un metil éster derivado de un triglicérido vegetal, un etil éster derivado de un triglicérido vegetal, y un propil éster derivado de un triglicérido vegetal; y donde el ácido comprende una solución que contiene un ácido carboxilico y agua. 5. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el alquil éster de ácido graso comprende un éster que es seleccionado del grupo que consiste de: un metil éster de soya, un etil éster de soya, y un propil éster de soya; donde el tensoactivo comprende un tensoactivo que es seleccionado del grupo que consiste de aditivos espumantes de perforación, F-500, y TWC210; y donde el ácido comprende vinagre. 6. La composición de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el alquil éster de ácido graso comprende una mezcla de metil éster, con una longitud de cadena de dieciséis carbonos, metil éster con una longitud de cadena de diecisiete carbonos, y metil éster con una longitud de cadena de dieciocho carbonos. 7. La composición de conformidad con la reivindicación 6, caracterizada porque la mezcla comprende ácido linoleico, ácido oleico, ácido esteárico, y ácido palmitico . 8. Un método para recuperar petróleo de un reservorio, caracterizado porque comprende: agregar la composición de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5 a un reservorio de petróleo y recuperar petróleo del reservorío de petróleo. 9. Un método para degradar una emulsión aceite-agua, caracterizado porque comprende: agregar la composición de conformidad con la reivindicación 2 a la emulsión aceite-agua para formar por lo tanto una mezcla y permitir que ocurra una separación de fases para producir por lo tanto una fase oleosa y una fase acuosa . 10. Un método para limpiar suelo contaminado con petróleo, caracterizado porque comprende: mezclar la composición de conformidad con la reivindicación 2 con agua para formar una mezcla, poner en contacto la mezcla con un suelo contaminado con petróleo en un recipiente a una temperatura en el intervalo de 37.77-93.33°C (100-200°F) , donde la relación de la composición de la mezcla al suelo está en el intervalo de aproximadamente 0.01-10, permitiendo que el aceite se separe del suelo con una fase oleosa en la parte superior del agua, removiendo la fase oleosa del recipiente. 11. Un método, caracterizado porque comprende: aplicar en el intervalo de 0.003-3.785 litros por 0.09 metros cuadrados (0.001-1 galón por pie cuadrado) de la composición de conformidad con la reivindicación 1 a una superficie ambiental, ya sea antes o después de que la superficie sea recubierta con petróleo de un derrame de petróleo, rociar agua sobre la superficie ambiental que tenga aplicada la composición después de que la superficie sea recubierta con el petróleo del derrame de petróleo para remover el petróleo, y recolectar el petróleo removido. 12. Un método, caracterizado porque comprende: agregar una cantidad efectiva de composición de recuperación que comprende un alquil éster de ácido graso, un tensoactivo, y un ácido a un reservorio de petróleo; y remover el petróleo del reservorio de petróleo. 13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la adición de la composición de recuperación comprende agregar entre 1135.5 litros (300 galones) a 11355 litros (3,000 galones) de la composición al reservorio de petróleo, la composición contiene entre 0.1-10 por ciento de tensoactivo, que contiene entre 0.01-5 por ciento de ácido débil, y al menos aproximadamente 85 por ciento de alquil éster de ácido graso derivado de plantas al reservorio de petróleo.