Recuperação Melhorada de Petróleo

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Recuperación mejorada de petróleo en sistemas 
porosos haciendo uso del surfactante producido por 
Pseudomonas aeruginosa Pb18 
 
Santiago Hernández Villamizar, Martha Vives Flórez, Andrés González 
Barrios 
Universidad de los Andes, Facultad de Ingeniería, Departamento de Ingeniería Química 
 
 
Resumen: Gran parte del petróleo mundial es producido por la inyección de agua para mantener la presión 
del yacimiento y barrer el petróleo de los pozos de producción[1]. Sin embargo no se logra recuperar el 100% 
del petróleo existente en los pozos, dada las limitaciones fisicoquímicas, como lo es la alta tensión superficial 
en el sistema agua-petróleo que puede resultar en altas fuerzas capilares que retienen el petróleo a rocas del 
yacimiento, por tanto esto es un gran inconveniente en las zonas porosas del pozo [2]. En este trabajo se 
evalúa el uso del surfactante producido con la bacteria Pseudomonas aeruginosa Pb18 como solución a esta 
problemática mediante la recuperación mejorada del petróleo sustentado por un modelo a escala. Para realizar 
el modelo a escala se utiliza el test de columna de arena que simula las zonas porosas de los pozos petroleros. 
Los resultados obtenidos muestran que el surfactante producido por la bacteria utilizada en este trabajo 
permite una recuperación mejorada del petróleo un 10% por encima que el control negativo (sin surfactante). 
 
1. Introducción 
1.1 MEOR (Microbial Enhanced Oil 
Recovery) 
La mayoría de la energía del mundo 
proviene de fuentes no renovables de 
combustibles fósiles. El petróleo crudo 
obtenido a partir de estos recursos por 
parte de los métodos utilizados 
actualmente conduce a la recuperación 
sólo del 8-30% del total de crudo presente 
en el depósito[4]. Por esta razón la 
recuperación de petróleo es un reto, dado 
que el resto del crudo a menudo se 
encuentra en las regiones de la reserva 
que son de difícil acceso, por ejemplo el 
petróleo que se mantiene en los poros de 
las rocas o arena del pozo por la presión 
capilar[3]. 
MEOR es el uso de microorganismos 
para recuperar petróleo adicional presente 
en las zonas porosas de los pozos, 
aumentando así la producción de petróleo 
de un yacimiento. En esta técnica se 
seleccionan microorganismos que se 
introducen en los pozos de petróleo para 
producir productos metabólicos inclu-
yendo surfactantes o polímeros que se 
consideran útiles para la liberación de 
petróleo atrapado[4]. De las diferentes 
técnicas de recuperación de petróleo que 
existen MEOR tiene el potencial de ser 
rentable[3]. 
La técnica MEOR logra mejorar la 
recuperación de petróleo por los 
siguientes métodos[4]. 
Reducción de la viscosidad del aceite: El 
aceite es un líquido espeso que no fluye 
con facilidad, los microorganismos 
ayudan a romper la estructura molecular 
del petróleo, por lo que es más fluido y 
más fácil recuperarse del pozo[4]. 
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La producción de gas de dióxido de 
carbono: Como un subproducto del 
metabolismo los microorganismos 
producen gas de dióxido de carbono. Con 
el tiempo, este gas se acumula y desplaza 
el aceite en el pozo, al conducirlo hasta y 
fuera de la tierra[4]. 
La producción de biomasa: Cuando los 
microorganismos metabolizan los 
nutrientes que necesitan para la 
supervivencia, se da la producción de 
biomasa orgánica como un subproducto. 
Esta biomasa se acumula entre el petróleo 
y la superficie de la roca, desplazando el 
petróleo de los poros por lo que es más 
fácil recuperarlo del pozo[4]. 
Selectividad de taponamiento: Algunos 
microorganismos segregan sustancias 
viscosas llamadas exopolisacáridos para 
protegerse de la desecación o ser presa de 
otros organismos. Esta sustancia ayuda a 
las bacterias a tapar los poros en las rocas 
del pozo para que el aceite se pueda 
mover en las superficies de roca pasando 
con más facilidad[4]. 
La producción de surfactantes: Los 
microorganismos producen compuestos 
bioactivos llamados biosurfactantes por 
la descomposición del aceite. Estos 
biosurfactantes actúan como detergentes, 
ayudando al petróleo a tener mayor 
libertad de movimiento fuera de las rocas 
y grietas para que pueda viajar con más 
facilidad fuera del pozo[4]. 
En un proceso de MEOR, las condiciones 
para el metabolismo microbiano se 
apoyan a través de la inyección de 
nutrientes. En algunos procesos, esto 
consiste en inyectar carbohidratos 
fermentables como la melaza. Algunos 
embalses también requieren nutrientes 
inorgánicos como sustratos para el 
crecimiento celular o para servir como 
receptores alternativos de electrones en 
lugar de oxígeno[3]. 
MEOR, para ser económicamente viable, 
exige el uso de cepas microbianas y que 
los compuestos producidos por ellas sigan 
siendo viables en condiciones del 
yacimiento como temperaturas de hasta 
85°C, presión sobre 17.23MPa, extremos 
de pH y 1.3–2.5% de salinidad [3] [5]. De 
acuerdo con una evaluación estadística 
(1995 en EE.UU.), 81% de todos los 
proyectos MEOR demostraron un 
aumento incremental positivo en la 
producción de petróleo y sin disminución 
de la producción de petróleo como resul-
tado de los procesos de MEOR. 
Los efectos de la actividad bacteriana en 
el depósito se magnifican por su 
crecimiento conjunto, mientras que en las 
otras tecnologías de recuperación los 
efectos de los aditivos tienden a disminuir 
con el tiempo y la distancia[6]. 
Ecológicamente la técnica MEOR no 
presenta mayor riesgo ya que los 
productos son biodegradables y no se 
acumula en el medio ambiente[6]. 
La técnica MEOR se puede aplicar de tres 
estrategias diferentes; Ex situ que consta 
de producir los biosurfactantes y luego 
inyectarlos en el pozo. In situ el cual 
busca la multiplicación de los 
microorganismos en las rocas del pozo 
previamente inyectados. Inyección de 
nutrientes seleccionados en el pozo para 
la estimulación de microorganismos 
nativos en la reserva petrolera[8]. 
1.2 Compuestos utilizados en MEOR 
Surfactante 
Los surfactantes son moléculas anfi-
páticos de bajo peso molecular que 
reducen la tensión superficial entre el 
petróleo y el agua, y entre el petróleo y la 
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roca donde se encuentra reposado el 
petróleo, por tanto tienen acción 
emulsificante facilitando de esta manera 
el desplazamiento del crudo atrapado en 
los poros de las rocas por el aumento de 
la capilaridad. Asimismo por su 
biodegradabilidad y baja toxicidad tienen 
aceptación ecológica y por esto en años 
recientes han tenido gran atención. [3, 9]. 
El tipo, calidad y cantidad de producción 
del surfactante en las bacterias se ve 
influido por los elementos traza y por el 
origen del carbono[10]. Se ha demostrado 
que la adición de iones metálicos (Mg2, 
Ca2, elementos traza y Fe2) aumenta el 
rendimiento dos veces del surfactante 
cuando se suman, en lugar de aportarlos 
de forma individual [4]. Aminoácidos 
como el ácido aspártico, asparagina, ácido 
glutámico, valina y lisina también 
muestran aumento en el rendimiento de 
surfactante en un 60% [4]. Los surfac-
tantes más utilizados en MEOR son 
glicolípidos, lipopeptidos y ramno-
lipidos, entre los que se destacan los 
lipopeptidos surfactina y lichenysin[3]. 
Biopolímeros 
Los biopolímeros o expolisacaridos 
aumentan la viscosidad del agua y 
cambian la permeabilidad al tapar los 
poros en las rocas dentro del pozo con el 
fin de facilitar el barrido de las áreas de la 
reserva al tener un mayor control sobre la 
movilidad del agua[3, 6]. La acción de 
los biopolímeros tiene un mejor resultado 
cuando el radio medio del poro es inferior 
a dos veces al diámetro de las bacterias. 
En conclusión el papel de los 
biopolímeros microbianos en la 
recuperación mejorada de petróleo es 
mejorar la eficiencia volumétrica de 
barrido de inyección de agua por 
taponamiento selectivo de zonas de altapermeabilidad [11]. Es decir los 
polímeros reducen la movilidad de la fase 
acuosa y por tanto aumentan la eficiencia 
de barrido[5]. 
Gas, ácidos y solventes 
Gases, ácidos y solventes producidos por 
los microorganismos son útiles para 
aumentar la permeabilidad a través de la 
redes porosas y para presurizar el 
depósito de petróleo[3]. 
Las bacterias pueden fermentar los 
hidratos de carbono para producir gases 
como el CH4, CO2 y H2. Tales gases 
producidos in situ pueden contribuir a la 
acumulación de presión en un depósito de 
presión baja. Además estos gases pueden 
disolverse en el petróleo y reducir su 
viscosidad[3]. Se producen solventes 
tales como acetona, etanol, 1-butanol y 
butanona que también pueden disolver y 
eliminar los hidrocarburos pesados y 
están involucrados en la estabilización y 
reducción de la tensión interfasial lo cual 
promueve la emulsificación [6]. 
Biomasa 
Cuando los microorganismos metabolizan 
los nutrientes que necesitan para 
sobrevivir, la producción de biomasa 
orgánica se da como un subproducto. Esta 
biomasa se acumula entre el aceite y la 
superficie de la roca, físicamente 
desplazando el aceite por lo que es más 
fácil de recuperar el petróleo del pozo[4] 
1.3 Microorganismos en MEOR 
 Existen un gran número de 
microorganismos capaces de producir 
surfactantes, polímeros, solventes, ácidos 
y gases, útiles en la recuperación 
mejorada de petróleo. A continuación se 
muestran en las tablas 1, 2 y 3 los 
microorganismos más reportados capaces 
de producir estos compuestos. 
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Tabla 1. Microorganismos productores de 
Surfactantes 
Microorganismo Surfactante Ref. 
Aeromonas sp. Gl [4] 
Pantoea Gl [4] 
Ps.aeruginosa Gl [4, 8, 12] 
Ps.fluorescens Gl [4, 8] 
Str. thermophilus Gl [4] 
Rhodococcus sp. Gl [13] 
B. subtilis L [4, 8, 14] 
Arthtobacter sp. L [2, 15] 
B. licheniformis L [2, 8, 16] 
Ps.fluorescens L [2] 
Ps.aeruginosa R [4, 14] 
Pseudomonas sp. R [4] 
Bacillus sp. R [13] 
Kl. oxitoca Lo [4] 
Bacillus sp. Lo [4] 
Rhodococcus sp. Lo [2] 
GL:Glicolipidos, L:Lipopeptidos, 
R:Ramnolipidos, Lo: Lopipolisacaridos 
Tabla 2. Microorganismos productores de 
biopolímeros 
Microorganismo Biopolímero Ref. 
Xanthomonas sp. Xanthan gum [3] 
Aureobasidium so. Pullulan [3] 
Bacillus sp. Levan [3] 
Alcaligeness sp. Curdlan [3] 
Leuconostoc sp. Dextran [3] 
Sclerotium sp. Scleroglucan [3] 
 
Tabla 3. Microorganismos productores de gas, 
ácido y solventes 
Microorganismo Comp. Tipo Ref. 
Clostridium Gas M, H [3] 
Enterobacter Gas M,H [3] 
Methanobacterium Gas M,H [3] 
Clostridium Ácido P, B [3] 
Enterobacter Ácido P, B [3] 
Clostridium Solvente A, Bt [3] 
Zymomonas Solvente A, Bt [3] 
Klebsiella Solvente A, Bt [3] 
 M:Metano, H:Hidrogeno, P:Propionico, 
B:Butirico, A:Acetona, Bt:Butanol 
 
1.4 Modelo de zona porosa 
 
En los pozos de petróleos el movimiento 
de los sustratos, microorganismos, 
nutrientes y demás productos biológicos 
en la fase acuosa es controlado 
principalmente por el transporte 
advectivo-dispersivo y por procesos de 
tensoactivos que ocurren en la interface 
agua-petróleo [17]. 
 
Cuando se utiliza la modalidad in situ en 
la técnica MEOR la deposición de 
bacterias en la matriz solidas es afectada 
por las propiedades físicas y químicas del 
fluido y los poros de las rocas como los 
son la fuerza iónica, el pH y carga 
superficial, también por las características 
de la superficie de las bacterias tales 
como la carga de la superficie celular y la 
hidrofobicidad [17]. 
 
Varios parámetros son necesarios a tener 
en cuenta para poder realizar un modelo 
de la recuperación mejorada de petróleo. 
La porosidad es uno de los parámetros 
más importantes en el modelo de zona 
porosa por tal razón debe estar presente 
en los balances de masa y en las 
ecuaciones de transporte, como lo 
muestra el trabajo realizado por Li y 
colaboradores en 2008 [17] en las 
ecuaciones que presenta para el modelo 
matemático de la técnica MEOR. 
 
Dado que la modalidad de la técnica 
MEOR que se utilizó en el presente 
trabajo es ex situ y en especial por el uso 
de surfactantes, el parámetro de la tensión 
superficial es de gran valor para el 
modelo de zona porosa. Bang y Caudle en 
1984 desarrollaron un modelo que 
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describe la relación entre la tensión 
superficial y la concentración de 
surfactante de tal forma que se expone 
que la tensión superficial depende de la 
concentración del surfactante en la forma 
de una función exponencial [17]. 
 
Por otro lado se tiene que el mejor 
modelo que describe el desplazamiento 
del agua que desplaza el petróleo a través 
de la zona porosa está regido por la ley de 
Darcy [17]. 
 
1.5 Problemática en Colombia 
 
Colombia produce 785.000 barriles 
diarios de petróleo situándose entre los 30 
países de mayor producción en el mundo. 
El petróleo es una de las mayores fuentes 
de ingreso a la economía del país, en 
consecuencia es de gran interés nacional 
el desarrollo científico en el área petrolera 
ya que si se logra obtener más petróleo de 
los yacimientos ya encontrados y de los 
que están por descubrirse la economía 
nacional se verá altamente favorecida. 
El uso de la técnica MEOR utilizando 
como herramienta la aplicación directa 
del surfactante o la producción in vivo 
mediante la aplicación de microor-
ganismos en el pozo, es una posibilidad a 
la problemática energética y económica. 
Este trabajo tiene como fin evaluar la 
recuperación mejorada de petróleo 
haciendo uso del ramnolípido producido 
por Pseudomonas aeruginosa Pb18, 
sustentado mediante un modelo a escala. 
 
2. Metodología 
 
2.1 Muestra de petróleo, surfactante, 
microorganismo y medios de 
cultivo 
 
La muestra de petróleo es proveniente de 
los pozos de Puerto Boyacá, municipio 
del Departamento de Boyacá, Colombia. 
El petróleo tiene un grado API de 14.2, y 
el pozo de donde se obtuvo el petróleo 
tiene una temperatura de 34°C, una 
presión de 80 psi y un porcentaje de 
solidos menor al 0.1%. Esta información 
es proporcionada por ingenieros que 
trabajan en el pozo. 
 
El microorganismo que se utilizó para la 
producción del surfactante fue 
Pseudomonas aeruginosa Pb18 cepa 
otorgada por el Centro de Investi-
gaciones Microbiológicas, CIMIC de la 
Universidad de los Andes. Esta cepa ha 
sido fuente de investigación en el CIMIC 
en la producción y caracterización de 
surfactantes, por esta razón fue escogida 
para el presente trabajo. 
 
El surfactante producido por 
Pseudomonas aeruginosa Pb18 según 
los resultados presentados en el trabajo 
realizado por Clavijo en 2008 es un 
surfactante del tipo ramnolípido y en 
consecuencia es un emulsificante aceite 
en agua (O/W), asimismo se comprobó 
que la mejor fuente de carbono para la 
producción del surfactante es aceite 
vegetal [29]. 
 
Los medios de cultivo utilizados fueron 
medio LB y Medio Mínimo de Sales 
(MMS). El medio LB consta de NaCl 10 
g/L, triptona 10 g/L y extracto de 
levadura 5 g/L, para medio solido se 
agrega agar 15 g/L. 
Y el MMS está compuesto por KH2PO4 
1.5 g/L, K2HPO4-3H2O 4.8 g/L, extracto 
de levadura, 0.1 g/L, Na3(C6H5O7)-2H2O 
0.5 g/L, (NH4)2SO4 1 g/L, MgSO4-7H2O 
0.2 g/L, 5 mL de solución elementos 
traza, con un pH ajustado a 7.2. La 
solución elementos traza contiene 
CaCl2.2H2O 0.4 g/L, MnCl2.-4H2O 0.08 
g/L, NiCl2.6H2O 0.08 g/L, ZnSO4.7H2O, 
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0.08 g/L, FeCl3.-6H2O 0.1 g/L, 
Na2MoO4-2H2O, 0.04 g/L. 
 
2.2 Extracción y producción del 
surfactante 
 
La extracción y producción del 
surfactante se realizó con el fin de obtener 
el compuesto útil para la recuperación 
mejorada del petróleo. Para producirlo se 
sembró la bacteria Pseudomonas 
aeruginosa Pb18 en tubos con 3 mL de 
medio LB y se incubó por18 horas a 30 
°C y 150 rpm. Luego se tomó 1 mL del 
cultivo LB overnight y se añadió a 9 mL 
de medio MMS (cantidades por tubo) el 
cual se incubó por 24 horas a 30°C y 150 
rpm. Para el montaje del fermentador se 
preparó medio MMS, se le añadió 2% 
V/V del medio MMS overnight y 2% 
V/V de aceite vegetal estéril. Seguido se 
montó el fermentador con la mezcla 
anterior y se puso por 6 días a 30°C y 150 
rpm. Para extraer el surfactante fue 
necesario dividir las muestras obtenidas 
del fermentador en falcons con un 
volumen igual a 45 mL y se centrifugaron 
a 5000 g por 15 minutos. Finalmente se 
recolectó el sobrenadante, se ajustó el pH 
a 2 con HCl 1 M y se adicionó el mismo 
volumen de la muestra de una mezcla 
cloroformo- metanol relación 2:1. Se dejó 
reposar por un día y la fase no acuosa se 
llevó a un rotaevaporador para evaporar 
el cloroformo con vacío a 40°C [28]. 
El procedimiento anterior también se 
llevó a cabo reemplazando el fermentador 
por 6 elermeyers de 250 mL, cada uno 
con 200 mL de medio de cultivo. Esto se 
realizó con el fin de evaluar si era posible 
obtener una cantidad similar de 
surfactante comparada con la cantidad 
obtenida con el fermentador para 
determinar si es posible utilizar un 
sistema simple de agitación para la 
producción del surfactante. 
2.3 Medición de la concentración del 
ramnolípido(surfactante) 
 
Para evaluar la concentración del 
ramnolípido en la muestra se utilizó el 
método de orcinol. En primera instancia 
fue necesario construir la curva de 
calibración, para esto se utilizó una serie 
de concentraciones consecutivas de 
ramnosa en el intervalo de 5 a 60 μg/mL, 
100 μL de cada una de las 
concentraciones de ramnosa mezcladas 
con 900 μL de solución de orcinol al 
0.19% en ácido sulfúrico al 53% se 
llevaron a un baño seco por 30 minutos a 
80°C. Por último se midió la absorbancia 
a 421 nm utilizando como blanco agua 
destilada en vez de ramnosa. Luego de 
obtener la curva de calibración se realizó 
el mismo procedimiento con las muestras 
de surfactante utilizando la muestra 
concentrada y diluida a 10
-1
 y 10
-2
. El 
valor de concentración dado por la curva 
se debe multiplicar por 3.4 que equivale a 
la relación entre la ramnosa y el 
ramnolípido [29]. 
 
2.4 Test de columna de arena 
El test de columna de arena permite 
evaluar si la técnica MEOR logra 
recuperar más petróleo de los pozos. 
Consta de una columna de acrílico 
vertical con 17.5 cm de largo, diámetro 
externo de 4.4 cm y diámetro interno de 
3.8 cm con un tamiz de 0.22μm de 
tamaño de poro en uno de los extremos. 
Con la tapa fija en la parte inferior (donde 
está el filtro de 0.22μm) se llenó la 
columna con 259 g de arena de 180-
250μm de tamaño de partícula. La arena 
se vertió en la columna en pequeñas 
cantidades con suaves golpes para 
asegurar empaquetamiento uniforme. Ver 
Ilustración 1. 
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Luego de empacar la arena se fijó la tapa 
superior. Las dos tapas de los extremos 
cuentan con agujeros 1,2 cm en el centro 
para la inserción de las jeringas que 
inyectaran los fluidos. Un anillo de 
caucho rodea las tapas herméticas para 
evitar fugas de la columna. Se debe 
evaluar el volumen de poro que se define 
como el volumen de vacío del modelo 
ocupado por agua que es inyectada antes 
de agregar el petróleo [13]. Para hallar el 
volumen de poro se saturó la columna con 
solución salina y luego se adicionó 
petróleo, la diferencia entre el volumen de 
solución salina adicionado y el 
recuperado al agregar el petróleo equivale 
al volumen de poro. Con el fin de 
eliminar todos los gases de la columna se 
llevó a cabo vacío por 2 minutos en el 
extremo donde se encuentra el filtro de 
0.22 μm. Luego se inyectó el petróleo en 
la columna a presión constante por la 
parte superior y se incubó a 34°C por 5 
días. Pasados los 5 días se inyectó el 
surfactante en concentración 100 mg/L en 
una solución salina que estaba a una 
concentración 20 g/L y por último se 
utilizó la ecuación 1 para evaluar el 
porcentaje de recuperación del petróleo 
( ) [13]. 
 
 (1) 
 
3 Resultado y discusión 
 
3.1 Extracción del surfactante 
Se llevó a cabo la producción del 
surfactante en el fermentador (bioreactor) 
y en 6 elermeyers de 250 mL, cada uno 
con 200 mL de medio y el fermentador se 
montó con 1200 mL de medio, de los 
cuales se recolectaron del fermentador 
1080 mL y de los elermeyers 225 mL. 
Parte de las muestras obtenidas de los 
elermeyers (575 mL) no fue tenido en 
cuenta ya que al realizar la centrifugación 
no se observó pellet que indicaría la 
presencia de la bacteria. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Se realizó la purificación del surfactante, 
es decir separar el cloroformo, obteniendo 
un surfactante mucho más concentrado a 
partir del fermentador comparado con el 
obtenido de los elermeyers. Lo anterior se 
deduce a partir de una prueba cualitativa 
que consiste en la adición de 10μL de 
surfactante a una mezcla de 20 mL de 
agua destilada y 0.5 mL de petróleo. Al 
 
 
 
 
 
17
.5 
c
m 
Diámetro 
1.2 cm 
 
 
4.4 cm 
3.8 cm 
Ilustración 1. Modelo columna de arena 
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utilizar el surfactante proveniente del 
fermentador la tensión superficial de la 
mezcla agua-petróleo disminuyó más que 
al utilizar el surfactante de los elermeyers, 
Ilustración 2 y 3. 
 
Ilustración 2. Mezcla agua destilada-petróleo 
 
 
 
Ilustración 3. Disminución de la tensión 
superficial al agregar el surfactante. Izquierda 
comportamiento con surfactante de los 
elermeyers. Derecha comportamiento con 
surfactante proveniente del fermentador 
 
 
3.2 Evaluación de la concentración 
del surfactante 
La deducción obtenida a partir de la 
prueba cualitativa fue confirmada al 
utilizar el método de orcinol para 
cuantificar la concentración del 
surfactante, del cual se obtuvo como 
curva de calibración la ecuación 2 con un 
índice de correlación de 0.9959. La 
concentración de surfactante de la 
muestra del fermentador fue de 
21.5016 g/L correspondiente a una alta 
concentración del compuesto de interés, 
esto quiere decir que a partir de pequeños 
volúmenes de medio de cultivo es posible 
obtener cantidades suficientes de 
surfactante para recuperar volúmenes 
mayores de petróleo. 
 (2) 
 
Si se comparan los resultados obtenidos 
entre la producción de surfactante en 
fermentador y elermeyers se observa que 
la producción del compuesto se ve 
favorecida en el fermentador seguramente 
por la condiciones de aireación y 
agitación donde con la ayuda de los bafles 
la concentración es mucho más 
homogénea que la concentración en los 
elermeyers y además con los filtros se 
mantiene un flujo de aire estéril en el 
fermentador. 
3.3 Recuperación mejorada 
El porcentaje de recuperación fue 
calculado haciendo uso de la ecuación (1) 
y los resultados son mostrados en la 
Grafica 4. Se observa que el porcentaje 
promedio de recuperación usando el 
surfactante (30.84%) es mayor 
comparado con el porcentaje de 
recuperación al usar la solución salina al 
NaCl 20 g/L sin surfactante (20.88%), 
con una diferencia aproximadamente del 
10%. Es decir, que los resultados apoyan 
la hipótesis de que el surfactante permite 
una recuperación mejorada del petróleo. 
Se han realizado otros trabajos sobre la 
recuperación mejorada de petróleo 
haciendo uso del surfactante producido 
por cepas de Pseudomonas aeruginosa y 
todos han mostrado efectividad del 
surfactante, sin embargo, no es posible 
comparar los resultados de estos estudios 
con los obtenidos en este trabajo dado que 
las condiciones experimentales son 
diferentes, por supuesto no es la misma 
arena, la temperatura de incubación es 
distinta y el grado API del petróleo que es 
un factorfundamental en los resultados 
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no es igual. Estas condiciones 
experimentales pueden influir en la 
fluidez del petróleo dentro de la columna 
y en la cantidad de petróleo que queda 
atrapado en las zonas porosas. 
Se piensa que el porcentaje de 
recuperación obtenido puede aumentarse 
partiendo del hecho que no se 
establecieron las condiciones que mejoren 
la eficiencia del surfactante, como lo son 
la concentración de NaCl, el pH y la 
Concentración Micelar Critica (CMC) 
adecuada. La CMC que es la 
concentración en la cual los surfactantes 
comienzan a formar las micelas en la fase 
acuosa es la más importante ya que es 
posible que la concentración de 
surfactante utilizada, 100 mg/L esté por 
debajo de la CMC del surfactante 
producido por Ps. aeruginosa Pb18, es 
decir, que sería necesaria una 
concentración más alta para lograr una 
mayor disminución de la tensión 
superficial. Para surfactantes producidos 
por Pseudomonas aeruginosa se han 
reportado concentraciones desde 60 mg/L 
hasta 120 mg/L [8, 14, 16, 21] por lo que 
existe la posibilidad que efectivamente la 
concentración que se utilizó esté por 
debajo de la CMC. 
Aunque posiblemente no es preocupante 
la concentración de NaCl donde se 
diluye el surfactante ni el pH de la 
solución resultante según los estudios 
realizados por Amani en 2010 [14] donde 
se reporta una tolerancia del surfactante 
producido por una cepa de Pseudomanas 
aeruginosa a pH en el rango de 4- 10 y 
NaCl en concentraciones por encima de 
25 g/L. Las condiciones del presente 
trabajo son pH de 4.094 y concentración 
de NaCl de 20 g/L, están dentro y por 
debajo de los límites reportados, sin 
embargo, si se utilizan los parámetros en 
el valor adecuado la eficiencia 
evidentemente aumentará. 
 
Grafica 1. Porcentaje de recuperación utilizando 
el surfactante y utilizando únicamente solución 
salina en concentración 20 g/L. La media y 
desviación estándar fue calculada a partir de 5 
repeticiones 
 
Ahora bien, también se pensaría que la 
temperatura y la presión podrían ser otro 
factor influyente en la eficiencia del 
surfactante, sin embargo, para el caso de 
la temperatura, ha sido reportado en 
varias ocasiones que no presenta mayor 
influencia sobre la reducción de la tensión 
superficial producida por el surfactante, 
lo que es de gran importancia ya que 
significa que la técnica puede ser 
utilizada a temperaturas incluso cercanas 
a 120 °C según lo reportado [8, 14, 21] 
permitiendo un amplio rango de 
temperaturas para su aplicación. Aunque 
por supuesto al aumentar la temperatura 
el petróleo podrá fluir más fácilmente lo 
que resultaría en una mayor recuperación 
del petróleo evidentemente. Con respecto 
a la presión no se encuentran reportes al 
respecto, posiblemente debido a que la 
presión no influye en el fenómeno físico 
que se lleva a cabo en el proceso en 
estudio, pues la presión no afecta el 
funcionamiento de las moléculas 
0
5
10
15
20
25
30
35
Surfactante Sln salina
% Recuperación 
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http://www.uniandes.edu.co/
 
orgánicas a menos que exista fricción, lo 
cual no ocurre en la interacción entre el 
surfactante y la roca o el surfactante y el 
petróleo. 
Por otro lado es necesario examinar la 
relación de volúmenes utilizada para la 
recuperación de petróleo, es decir, entre 
la cantidad de volumen inyectado de 
petróleo y la cantidad de solución con 
surfactante o solución salina. Para 80 mL 
de petróleo se usaron 150 mL de 
surfactante a concentración de 100 mg/L 
o solución salina a concentración de 20 
g/L. Se utilizó el mismo volumen tanto 
para el surfactante como para la solución 
salina para evitar ruido en los resultados, 
sin embargo, esta relación de volúmenes 
es muy alta compara con la utilizada en la 
industria petrolera. El test columna de 
arena tiene como objetivo simular 
únicamente las zonas porosas de los 
pozos petroleros en consecuencia los 
volúmenes utilizados en la 
experimentación no son extrapolables a la 
escala industrial. Para eliminar la 
posibilidad que la alta relación de 
volúmenes este influyendo en los 
resultados se proponen dos soluciones. 
La primera, la cual ya ha sido reportada, 
es escalar la recuperación mejorada de 
petróleo a pozos pequeños donde no será 
necesaria la producción de grandes 
cantidades de surfactante. También puede 
modificarse el test de columna de arena, 
intentando replicar no solo las zonas 
porosas de los pozos sino todo el pozo en 
su totalidad. De esta forma se podría 
escalar las relaciones de volúmenes 
utilizadas en la industria a la magnitud del 
modelo experimental. 
4 Conclusiones 
Esta trabajo tenía como finalidad evaluar 
el surfactante producido por 
Pseudomonas aeruginosa Pb18 en la 
recuperación mejorada de petróleo y los 
resultados fueron los esperados al obtener 
una recuperación de petróleo 10% más al 
utilizar el surfactante. Además es posible 
que se pueda recuperar más del 30% de 
petróleo luego de establecer las 
condiciones que mejoren la eficiencia del 
proceso por lo que se recomienda para 
futuras investigaciones estandarizar 
previamente la concentración de NaCl a 
utilizar, el pH adecuado y determinar la 
CMC. Además de dar respuesta a la 
pregunta de investigación planteada en 
este trabajo fue posible concluir que la 
producción del surfactante es preferible 
realizarla en el fermentador ya que se ve 
favorecida en cantidad, se tiene un mayor 
volumen y más concentrado lo que daría 
la idea que para un proceso de escalado 
no es eficiente utilizar un sistema de 
agitación básico para reemplazar un 
sistema más complejo como lo es un 
fermentador. 
Es decir que en conclusión el surfactante 
producido por Pseudomonas aerugiosa 
Pb18 sí permite una recuperación 
mejorada de petróleo y ahora la ingeniería 
biológica y molecular pueden jugar un 
papel importante en este proceso con el 
fin de optimizar los procesos de 
producción del surfactante y mejorar la 
eficiencia del surfactante. 
5 Agradecimientos 
Agradezco a Dios por las oportunidades 
dadas, a mis padres y hermana por su 
paciencia y apoyo, así como a mis 
asesores Andrés González y Martha 
Vives también a Guillermo Rangel y 
Viviana Ferreira por su amplia 
colaboración totalmente desinteresada. 
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