Efecto de la adición de aditivos polares sobre el desempeño de surfactantes en la ruptura de emulsiones agua en aceite

Abstract

La recuperación mejorada de crudos pesados y extra pesados mediante la combustión in situ se caracteriza por generar emulsiones con un alto contenido de fase interna (que ronda entre 50 y 75%) acompañado de una inusual alta estabilidad. Las estrategias convencionales empleadas en campo para la ruptura de tales sistemas son ineficientes, conduciendo a contenidos de agua e impurezas que superan el 4% en crudos tratados. De este modo, debido al reto que resulta para la actual industria petrolera dichos tratamientos y ante la inminente utilización de los métodos de recuperación mejorada en un futuro próximo, el presente trabajo de investigación tiene por objeto desarrollar protocolos que permitan la desestabilización de las emulsiones de agua en crudo A, B y C con un alto contenido de fase interna, que fueron obtenidas como consecuencia de la aplicación del proceso de combustión in situ en un campo petrolero ubicado en la cuenca de los llanos colombianos. Con tal propósito, en primer lugar, se desarrolló la caracterización de las muestras problema obteniéndose que se tratan de emulsiones petroleras de tipo “normal” (W/O) con contenidos de fase interna del 38,81, 59,24 y 66,53%p/p para las muestras A, B y C respectivamente, bajo una distribución de tamaño de gota cuya moda oscila entre 1,43 y 22,41 μm, siendo de naturaleza bimodal para las muestras B y C. Ante la aplicación de un estudio reológico en un rango de cizalla comprendido entre 1 y 100 s-1 a 25ºC, la muestra A exhibió comportamiento viscoso de tipo reofluidizante, mientras que las muestras B y C exhibieron comportamiento viscoelástico. La evidencia experimental demostró que existe una relación proporcional entre el contenido de agua y la zona energética de obtención de la emulsión, que es función de la distancia del pozo productor respecto al frente de llama generado por la combustión. Seguidamente, con el objeto de promover la ruptura de las emulsiones problema de agua en crudo, se recurrió al uso de métodos químicos (dosificación de química deshidratante y dilución con crudo y solventes) en combinación con métodos termomecánicos (calentamiento y centrifugación) que permitieron la manipulación de variables tanto de formulación como de composición a distintos niveles. La formulación óptima se relacionó con el máximo volumen de fase acuosa separado dentro de un período de 24 horas fijado para el seguimiento de la estabilidad. De esta forma, el protocolo de deshidratación diseñado permitió la separación del 95,60, 100,00 y 58,30% de la fase acuosa originalmente presente en las muestras A, B y C respectivamente, conduciendo a fases oleosas tratadas con contenidos de agua del 1,05, 0,00 y 17,21%. Particularmente, la baja separación encontrada para la muestra C pudiera ser una consecuencia de su alto contenido de sólidos. Los distintos rendimientos obtenidos demostraron cómo el desempeño de la química deshidratante se encuentra íntimamente ligado tanto a la composición de la interfase agua-aceite, como al ambiente fisicoquímico del medio, al igual que el papel clave que factores, tales como la viscosidad y el contenido de fase interna, juegan en el proceso de ruptura de una emulsión petrolera.