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Jul 06, 2023

Efecto de los productos químicos sobre el comportamiento de fase y viscosidad del agua en emulsiones de aceite.

Scientific Reports volumen 13, Número de artículo: 4100 (2023) Cita este artículo 1574 Accesos 5 Citas 1 Detalles de Altmetric Metrics Debido al crecimiento de la población, la necesidad de energía, especialmente fósil

Scientific Reports volumen 13, número de artículo: 4100 (2023) Citar este artículo

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5 citas

1 altmétrica

Detalles de métricas

Debido al crecimiento demográfico, la necesidad de energía, especialmente de combustibles fósiles, aumenta cada año. Dado que los costos de explorar nuevos yacimientos y perforar nuevos pozos son muy altos, la mayoría de los yacimientos han pasado su primer y segundo período de vida y es necesario utilizar métodos EOR. Los métodos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) a base de agua son uno de los métodos populares en este campo. En este método, debido a que la posibilidad de formación de emulsión es alta, y al crear una emulsión estable, se mejoran la viscosidad y la movilidad. En este estudio se han investigado paso a paso los parámetros que afectan a la estabilidad y viscosidad de la emulsión. En el primer paso se ha seleccionado el 50% (v/v) de agua como mejor corte de agua. En el segundo paso se evaluó el tipo de sal y su mejor concentración midiendo el tamaño promedio de las gotas. El tercer paso investigó el efecto de las nanopartículas de SiO2 y el tensioactivo (span80) sobre la estabilidad y la viscosidad de la emulsión. Según los resultados, la mejor cantidad de corte de agua fue del 50% debido a la máxima viscosidad. En las sales el rendimiento fue el siguiente: MgCl2 > CaCl2 > MgSO4 > Na2SO4 > NaCl. El mejor rendimiento estuvo relacionado con el MgCl2 a una concentración de 10.000 ppm. Finalmente, se demostró que la sinergia de nanopartículas y tensioactivos daba como resultado una mayor estabilidad y viscosidad que en el caso en que cada uno se usaba solo. Cabe señalar que la concentración óptima de nanopartículas es igual al 0,1% (p/p) y la concentración óptima de tensioactivo es igual a 200 ppm. En general, se obtuvo un estado estable en corte de agua al 50% con sal de MgCl2 a una concentración de 10.000 ppm y en presencia de nanopartículas de SiO2 a una concentración de 0,1% y 80 surfactantes a una concentración de 200 ppm. Los resultados obtenidos de este estudio proporcionan información importante para la selección óptima de los parámetros de operación de EOR a base de agua. La viscosidad mostró una tendencia similar con la estabilidad y el tamaño de las gotas. A medida que disminuyó el tamaño promedio de partícula (o aumentó la estabilidad), aumentó la viscosidad de la emulsión.

La necesidad de energía, especialmente de combustibles fósiles, aumenta cada año debido al crecimiento demográfico. Exxon Mobil pronostica un aumento del 25% en la demanda de energía para 2040 en comparación con 2018. Además, debido a que la mayoría de los yacimientos del mundo se encuentran en el segundo y tercer período de su vida, la necesidad de aumentar la eficiencia de los yacimientos y el uso de recuperación mejorada de petróleo Los métodos se sienten fuertemente1,2. Uno de los métodos EOR comunes en yacimientos de petróleo son los métodos basados ​​en agua, como la inyección de nanopartículas, tensioactivos, inyección de agua con diferentes salinidades, inyección de polímeros o una combinación de estos3. La inyección de estos químicos en el depósito puede crear las condiciones para la formación de una emulsión y prevenir el fenómeno de formación de dedos viscosos. Entonces el frente fluido será casi recto. Las emulsiones estables pueden aumentar significativamente la producción de petróleo de los yacimientos4,5,6,7. Pei et al. En su estudio compararon inundaciones con o sin una emulsión estabilizada con nanofluidos. Descubrieron que la inyección de emulsión estable mediante nanofluido con dos mecanismos aumenta la eficiencia del desplazamiento: (1) bloqueando las vías de alta permeabilidad por las que fluye el agua. (2) Petróleo atrapado movilizado. También afirmaron que la estabilidad aumenta al aumentar la concentración de surfactante cuando la concentración de nanopartículas de sílice es del 0,4%8. La formación de emulsiones es posible en todas las etapas de producción (desde el interior del yacimiento hasta las tuberías e incluso el procesamiento del fluido de perforación)9.

Las emulsiones utilizadas en EOR a menudo cuentan con un emulsionante que reduce la tensión interfacial al estar presente en la interfaz de las dos fases de aceite y agua, aumentando así la estabilidad y facilidad de la emulsificación10. Se pueden utilizar tensioactivos para facilitar la formación y aumentar la estabilidad de las emulsiones. Estos materiales pueden cambiar la estabilidad de la emulsión al reducir la tensión interfacial en sistemas donde solo se usaron tensioactivos para la estabilidad de la emulsión. Debido a la sensibilidad de los surfactantes a la temperatura y su alta adsorción en la roca yacimiento, su uso como fluido eficaz para el proceso EOR tiene muchas limitaciones11,12. Se han propuesto nanopartículas para superar estos problemas a escala de yacimiento. La sinergia de los tensioactivos con las nanopartículas crea una barrera mecánica que evita que las gotas de la emulsión se fusionen13,14. Además, puede mejorar el proceso EOR al aumentar la estabilidad térmica y la viscosidad de la emulsión15,16,17. Cuando se utilizan nanopartículas y tensioactivos para la formación de la emulsión, la estabilidad es mayor que en el caso en que se utiliza sólo uno de estos dos materiales, y el consumo de tensioactivo se reduce significativamente18,19,20.

Por otro lado, la presencia de nanopartículas debido a sus propiedades respetuosas con el medio ambiente y seguras para la salud humana ha despertado el deseo de utilizarlas más. En las emulsiones convencionales, debido a sus propiedades anfipáticas, la estabilidad y la emulsificación dependen de la disposición de los tensioactivos en la interfaz petróleo-agua. Mientras que en las emulsiones Pickering, una o más capas se forman y estabilizan como una película adsorbiendo nanopartículas en la interfaz21,22,23,24. Hasta ahora, se han investigado muchas nanopartículas para determinar la estabilidad de emulsiones solas o en combinación con tensioactivos y polímeros, como óxido de calcio, óxido de titanio y óxido de hierro, lo que ha aumentado la estabilidad de varias emulsiones25,26. Entre las nanopartículas, las nanopartículas de óxido de silicio han recibido más atención que otros materiales utilizados en EOR, como tensioactivos y polímeros en la industria petrolera, debido a su seguridad, disponibilidad y propiedades respetuosas con el medio ambiente27. La eficiencia de mejorar la estabilidad de las emulsiones mediante nanopartículas depende del tamaño de las nanopartículas, las propiedades de la superficie y la concentración de las nanopartículas. Las nanopartículas pueden proporcionar mecánicamente la fuerza repulsiva necesaria para la coalescencia de las gotas mediante adsorción en la interfaz, lo que aumenta la estabilidad de las emulsiones y reduce el número de gotas28,29. La presencia de nanopartículas aumenta la relación de movilidad del fluido inyectado debido a un aumento de la viscosidad, convirtiéndolo en un fluido más adecuado para el proceso EOR. Además, las nanopartículas pueden reducir la tensión interfacial, cambiar la humectabilidad, así como aumentar la emulsificación y la estabilidad de la emulsión y, por estas razones, pueden aumentar la capacidad de producción y reducir la saturación de aceite residual30. En 2017, Kumar et al. investigó el efecto de nanopartículas, tensioactivos y polímeros en el proceso de emulsificación y la estabilidad de la emulsión. Afirmaron que el efecto sinérgico del dodecilbencenosulfonato de sodio y las nanopartículas de SiO2 con el polímero reduce la agregación de gotas y la tensión interfacial, lo que mejora el comportamiento reológico de la emulsión14. Los estudios de laboratorio realizados por Chen et al. En 2018, se demostró que las nanopartículas y los tensioactivos pueden reducir el tamaño de las gotas al reducir la tensión interfacial a una concentración específica y prevenir los procesos de formación de crema y coalescencia, lo que conduce a una mayor estabilidad de la emulsión31. Ansari et al. En 2020 investigó la estabilidad de emulsiones con tensioactivos y nanopartículas. Afirmaron que la presencia de nanopartículas y tensioactivos aumenta la estabilidad de las emulsiones y reduce la agregación de gotas en las emulsiones32. El uso de emulsiones estabilizadas con nanopartículas también se investigó en los experimentos piloto de Saskatchewan para mejorar la recuperación de petróleo debido a la mayor viscosidad de las emulsiones. Los resultados mostraron que el factor de recuperación aumentó en comparación con la inyección de agua convencional33,34,35. En 2018, Mohsin et al. examinó el efecto de varias nanopartículas y tensioactivos. Descubrieron que los tensioactivos catiónicos y no iónicos pueden producir una emulsión estable a temperaturas de 60 y 40 °C, respectivamente, pero los tensioactivos aniónicos no tienen esta capacidad. Las nanopartículas de SiO2 y Al2O3 pueden aumentar esta estabilidad34.

Además de estos dos parámetros, la concentración y el tipo de sales en la fase acuosa también afectarán la estabilidad de la emulsión. Varios estudios han demostrado que los tres iones, Mg2+, Na+ y Ca2+, denominados "iones determinantes del potencial", tienen un impacto positivo en la recuperación de petróleo. Estos iones pueden cambiar el sistema de agua y aceite debido a su radio y carga iónicos y, en general, a su buena densidad de carga. Además del tipo de ion, también es muy importante la concentración de iones. La tensión interfacial y el tamaño de las gotas a diferentes concentraciones muestran diferentes tendencias. La concentración de estos iones activos debe estar en un nivel óptimo para poder llevar los componentes polares del aceite a la interfaz entre el agua y el aceite y cambiar la disposición de las moléculas de tal manera que se reduzca la tensión interfacial y se reduzca la fuerza capilar y aumentar la recuperación de petróleo36. La formación y estabilidad de la emulsión a veces es posible gracias a la presencia de diferentes iones en el agua de formación o en el agua inyectada. La formación de emulsiones a veces reduce la producción y a veces mejora la producción de los yacimientos de petróleo. Por lo tanto, es importante estudiar los efectos de los iones sobre la formación, estabilidad y viscosidad de la emulsión37,38,39. En 2020, Hunter et al. evaluaron la estabilidad de las emulsiones de agua en aceite usando sal de NaCl y encontraron que al aumentar la concentración de NaCl a la concentración umbral, la estabilidad de la emulsión aumentaría, pero después de eso, no se observaría ningún aumento de estabilidad40.

En general, los parámetros de estabilidad en las emulsiones Pickering son más complejos que en las emulsiones convencionales. En este tipo de emulsión, además de parámetros como concentración y tipo de sal41,42,43, pH de la fase acuosa44,45,46,47,48,49, temperatura50,51,52, concentración de nanopartículas53,54,55,56, 57,58, la humectabilidad de las nanopartículas59 y la morfología de las nanopartículas50,60,61,62,63,64 afectan la estabilidad de la emulsión. En este artículo, se investigaron cuatro parámetros generales: (1) el efecto del contenido de agua (corte de agua), (2) el efecto del tipo y concentración de sal, (3) el efecto del surfactante, (4) el efecto de las nanopartículas en la estabilidad y el comportamiento reológico de la emulsión. En esta investigación, se estudiaron cuatro pasos de trabajo como se muestra a continuación: (1) obtener el porcentaje apropiado, (2) obtener el tipo y concentración de sal, (3) investigar la capacidad de emulsificación, (4) examinar la mejor concentración de surfactante y nanopartículas mediante prueba de botella y prueba de viscosidad (Fig. 1).

Flujo del trabajo de investigación.

El petróleo crudo utilizado en este estudio se recogió de uno de los campos petroleros en el sur de Irán, cuya caracterización se da en las Tablas 1, 2 y Figs. 2, 3.

Análisis FTIR de petróleo crudo.

Análisis NIR de asfalteno extraído del petróleo probado.

El API de este aceite es 21 y los componentes del aceite se encuentran en la Tabla 2.

El presente estudio implicó preparar una salmuera utilizando varios tipos de sales para formar emulsiones agua-aceite. Las emulsiones se prepararon utilizando sales de alta pureza de una empresa alemana para garantizar que las sales disueltas en agua fueran puras. Las sales utilizadas incluyen sales monovalentes de cloruro de sodio y sales divalentes de cloruro de magnesio, sulfato de sodio, sulfato de magnesio y cloruro de calcio. La Tabla 3 muestra las características de las sales.

Se compraron comercialmente nanopartículas de óxido de silicio con dimensiones de 15 a 20 nm y 99,95% de pureza (Fig. 4) (la razón para usar nanopartículas de sílice para la estabilidad de la emulsión, además de los casos mencionados anteriormente, es porque estas nanopartículas están presentes en la arena y formaciones arcillosas que no están bien empaquetadas y espontáneamente en el fluido de producción). El tensioactivo Span 80 es un tensioactivo no iónico y lipófilo adquirido de Sigma-Aldrich.

Análisis SEM de nanopartículas utilizadas en experimentos.

Inicialmente, las soluciones de salmuera se prepararon utilizando diferentes sales (NaCl, Na2SO4, CaCl2, MgCl2, MgSO4) en concentraciones (1000, 5000, 10000 y 50000 ppm) en un agitador a 500 rpm. Luego se añadió a cada muestra polvo de nanopartículas de sílice con diferentes concentraciones. Luego, la solución se sometió a ondas ultrasónicas durante 5 minutos para dispersar las nanopartículas. Luego, se añadió una cierta cantidad de tensioactivo y la solución se homogeneizó durante nueve minutos a 9000 rpm con un homogeneizador.

Se usó un homogeneizador para homogeneizar el petróleo crudo y la solución acuosa a 7000 rpm durante ocho minutos durante la preparación de la emulsión. Además, se utilizó el apretón de manos para evaluar la facilidad de emulsificación.

En este estudio, se utilizaron dos viscosímetros para medir la viscosidad. (1) se utilizó un viscosímetro de bola rodante fabricado por el mismo equipo de investigación y (2) un reómetro Anton Paar modelo MCR-302 para validar el modelo de viscosidad del viscosímetro de bola rodante. El viscosímetro de bola rodante consta de un tubo cilíndrico lleno de una muestra de fluido y se puede medir aplicando la presión y temperatura deseadas al sistema. Cuando el cilindro se coloca en el ángulo deseado, la bola comienza a acelerar y, después de un tiempo, la bola alcanza una velocidad constante, que se puede utilizar para calcular la viscosidad. Si el flujo alrededor de la bola se considera laminar, la viscosidad se puede obtener mediante la siguiente ecuación:

ρb: densidad de la bola gr/cc, ρf: densidad del fluido gr/cc, θ: el ángulo de inclinación del cilindro desde la posición horizontal (75°), t: duración del movimiento de la bola, segundo, \(\upmu \): viscosidad, K: constante del viscosímetro de bola rodante.

En este artículo, se investigó la estabilidad de la emulsión utilizando el método de análisis de prueba de botella. En este método, la estabilidad de la emulsión se investiga observando el volumen de la fase separada. Vierta 10 ml de cada muestra en un halcón y séllelo con cinta de teflón y manténgalo a temperatura ambiente durante un mes. Durante este tiempo se toman imágenes de las muestras y se examina la separación de fases en función de la estabilidad. En el estado óptimo, no se observó separación de fases después de 30 días.

Hay varios factores que afectan la viscosidad efectiva del agua en las emulsiones de aceite, incluida la fracción de volumen de agua, la temperatura, la presión, la velocidad de corte, el tamaño medio de las gotas, la distribución del tamaño de las gotas, la viscosidad y densidad del aceite, la tensión interfacial entre dos fases y la emulsión. estabilidad.

El efecto del corte de agua se examinó en cinco niveles, que incluyen 0%, 20%, 30%, 40% y 50%. La Figura 5 ilustra el efecto del corte de agua sobre la viscosidad del agua en emulsiones de petróleo crudo.

Efecto del corte de agua sobre la viscosidad de la emulsión.

Como se muestra en la Fig. 5, la viscosidad aparente y la viscosidad relativa de las emulsiones aumentan a medida que aumenta el contenido de agua. A medida que aumenta el corte de agua, aumenta el número de gotas de agua en un cierto volumen y la interacción de estas gotas provoca un cambio en la viscosidad (Tabla 4). Las moléculas de asfalteno interactúan con grupos no polares o hidrofóbicos para producir repulsión estérica. Las moléculas de asfalteno pueden extender significativamente sus cadenas laterales hasta la fase oleosa y su repulsión estérica puede impedir la agregación de los enlaces manteniendo una distancia suficiente entre ellos. Las moléculas en la superficie del petróleo y el agua aumentan la viscosidad superficial y la viscosidad aparente del petróleo en la película entre las gotitas. Ambos efectos aumentan la viscosidad y previenen la agregación. En 2020, Du et al. realizaron un estudio experimental para determinar los efectos del agua en emulsiones de aceite utilizando nitrógeno y dióxido de carbono en el proceso EOR, que al aumentar el corte de agua, la viscosidad aumenta significativamente. La viscosidad aumentó hasta un 70% de corte de agua, pero luego disminuyó debido al cambio del tipo de emulsión de una emulsión única W/O a una emulsión compuesta O/W/O. Explicaron que a medida que aumenta el corte de agua, aumenta el número de gotas de agua dispersas y disminuye la distancia entre ellas. Los resultados mostraron que la estabilidad y la viscosidad de la emulsión aumentaron. Aumentar la cantidad de agua al 70% reduce la cantidad de gotas, pero aumenta el tamaño de las mismas. Como resultado, la emulsión se vuelve más inestable y la viscosidad disminuye65.

La diferencia de densidad entre las dos fases basada en la isoterma de adsorción de Gibbs afecta directamente a la tensión interfacial, de modo que al aumentar la diferencia de densidad aumenta la tensión interfacial. Muchos artículos han tratado el efecto de diferentes cationes sobre la estabilidad y el tamaño de las gotas de la emulsión. En este artículo se han estudiado cinco tipos de sales para la preparación de emulsiones con un corte de agua del 50% (NaCl, MgCl2, CaCl2, Na2SO4, MgSO4).

Como se muestra en las Figs. 6 y 7, el tamaño de las gotas al principio disminuye y luego aumenta, una relación inversa con la tendencia de estabilidad. Sin embargo, la viscosidad muestra una tendencia similar a la estabilidad73,74,75.

Efecto del tipo de sal sobre el tamaño medio de las gotas con un contenido de agua del 50%.

Efecto del tipo de sal sobre el tamaño medio de las gotas (a) MgCl2, (b) CaCl2, (c) MgSO2, (d) Na2SO4, (e) NaCl a 10.000 ppm.

En la interacción de partículas, existen dos tipos de fuerzas intermoleculares: fuerzas gravitacionales (Van der Waals), así como fuerzas repulsivas (eléctricas). La presencia de cationes y aniones libres en la interfaz del agua y el aceite hace que se forme una capa eléctrica en la interfaz a medida que se forma una emulsión. A medida que el cristal de sal se disuelve en agua, produce una carga eléctrica que aumenta la fuerza iónica. Cuando se forma la emulsión de agua en aceite, estos iones son absorbidos por las gotas de la emulsión y generan una carga eléctrica, creando una doble capa eléctrica que tiene una repulsión electrostática. Dos factores determinan la tensión de la segunda capa: la concentración de electrolito y la capacidad del electrolito. Al tener una concentración y capacidad baja, la segunda capa es más larga. En otras palabras, a medida que aumenta la concentración de electrolito, disminuye el espesor de la capa. En consecuencia, las fuerzas de repulsión disminuyen al aumentar las concentraciones de electrolitos. La estabilidad de la emulsión depende de la fuerza de atracción entre las gotas. Una mayor densidad de carga iónica conduce a capas eléctricas más cortas. Al comparar sales monovalentes y divalentes, se observa que los cationes con densidad de carga divalente tienen una densidad mayor que los cationes con carga monovalente. En consecuencia, se forma una película alrededor de las gotas de agua que contienen partículas de asfalteno y el asfalteno es atraído hacia la interfaz agua-aceite a través de iones. A medida que el asfalteno se mueve hacia la interfaz entre los dos fluidos, la tensión interfacial disminuye y la estabilidad de la emulsión aumentará. Se seleccionaron sales de MgCl2 y MgSO4 para investigar el efecto de los aniones monovalentes y divalentes sobre la formación y la estabilidad de la emulsión. Los aniones sulfato divalentes son más grandes que los aniones cloruro; hace que se transfiera menos asfalteno a la interfaz de la fase acuosa. Sin embargo, heteroátomos como O2-, S2- y N2- también están presentes en las moléculas de asfalteno, lo que tiene una carga igual a la de sulfato, lo que hace que la presencia de asfalteno en la fase acuosa sea más limitada. La menor presencia de asfalteno en la interfaz de la fase acuosa provoca una reducción en la interacción de los cationes con las moléculas de asfalteno. Por lo tanto, con la reducción de asfalteno en la interfaz entre las fases acuosa y oleosa, la estabilidad de la emulsión disminuye. Por lo tanto, a medida que aumenta la carga aniónica, la estabilidad de la emulsión agua/aceite disminuye debido a la reducción del agente estabilizante (asfalteno) en la interfaz de las dos fases. Los resultados obtenidos en este estudio concuerdan con los obtenidos en publicaciones anteriores, y el efecto de los iones sobre la estabilidad de las emulsiones se puede clasificar según su efecto sobre la estabilidad de la siguiente manera: Mg2+ > Ca2+ > Na+, lo cual es bastante válido según los resultados en los otros artículos Tabla 5. Según los casos que se han estudiado en el pasado, el orden de eficiencia de los cationes en la estabilidad de la emulsión y la reducción de la tensión interfacial ha sido el siguiente, lo que confirma nuestros resultados: Na+ < Li+ < Ca2+

Según los resultados obtenidos, como se muestra en la Fig. 8, la viscosidad de la emulsión aumenta al aumentar la concentración de sal hasta 10.000 ppm y luego disminuye. Según las imágenes microscópicas, concentraciones de sal de hasta 10.000 ppm disminuyen el tamaño de las gotas y aumentan la viscosidad. Sin embargo, se forman gotas más grandes después de esa concentración debido a la maduración de Ostwald, y la viscosidad disminuye debido al recubrimiento sobre la interfaz de las gotas de emulsión.

Efecto del tipo de sal y concentración sobre la viscosidad de las emulsiones.

Ghannam estudió el efecto de los cambios en la concentración de NaCl sobre las propiedades de las emulsiones W/O. Los resultados del estudio indicaron que al aumentar la concentración de sal, el tamaño promedio de las gotas se vuelve más pequeño y la estabilidad de las emulsiones aumenta, y dado que existe una relación directa entre la estabilidad y la viscosidad, la viscosidad también aumentará81. Márquez et al. Se investigaron cambios en la estabilidad de la emulsión en presencia de diferentes concentraciones de sales de calcio. Afirmaron que a medida que aumenta la concentración de iones de calcio, la fuerza gravitacional entre las gotas de agua debería disminuir y aumenta la cantidad de adsorción de surfactante en la superficie. Como resultado, se reduce el tamaño de las gotas y aumenta la estabilidad de la emulsión. Esta reducción de tamaño aumenta la viscosidad de la emulsión, lo que puede reducir la tasa de acumulación de gotas de agua83. Gómez examinó el efecto de la concentración de sal de CaCl2 y el tipo de aceite sobre la viscosidad de la emulsión y demostró que al aumentar la concentración de sal, aumenta la viscosidad de la emulsión. Según los resultados, estos cambios en el bajo contenido de agua no son muy significativos, pero la diferencia en la viscosidad con la concentración de sal aumenta significativamente al aumentar el contenido de agua. La presencia de una mayor fuerza iónica hará que las moléculas polares del aceite se muevan hacia la interfaz de dos fases y formen gotas más pequeñas. Con gotas más pequeñas, el área de superficie de las gotas aumenta y la viscosidad del fluido aumenta84. Según los resultados, la reducción del tamaño de las gotas está directamente correlacionada con la viscosidad de la emulsión. Como resultado, los tensioactivos naturales se mueven más hacia la interfaz de las dos fases a medida que aumenta la concentración de sal en la fase acuosa debido al número de iones. Este fenómeno hace que el tamaño de las gotas se reduzca hasta un umbral de concentración, pero después de eso, las gotas se fusionan debido al fenómeno de maduración de Ostwald y su tamaño promedio aumenta. A medida que el tamaño de la gota disminuye y luego aumenta, la viscosidad total aumenta y disminuye, respectivamente89.

Los emulsionantes suelen estabilizar las emulsiones utilizadas en el proceso EOR. Los emulsionantes reducen la tensión interfacial y, por lo tanto, aumentan la estabilidad de la emulsión transfiriéndola hacia la interfaz de aceite y agua10. Las moléculas de tensioactivos pueden espesar la fase oleosa mediante la floculación de pequeñas emulsiones. Este fenómeno aumenta la rigidez de la superficie de las gotas de emulsión y aumenta la estabilidad de la emulsión. Además, las nanopartículas de óxido de silicio facilitan la adsorción de moléculas de tensioactivo creando un efecto de barrera mecánica. En general, en la inyección de surfactante solo en los procesos EOR, la cantidad de surfactante en la fase acuosa disminuye debido a la alta adsorción del surfactante en la superficie de la roca, y la tensión interfacial entre el petróleo y el agua aumenta19,20,21. Las nanopartículas aumentan la estabilidad de la emulsión mediante la adsorción en la superficie del agua y el aceite. Como resultado, este proceso minimiza la coagulación, la floculación y la coalescencia de las gotas30. Sin embargo, el uso de nanopartículas por sí sola tiene limitaciones para el proceso de inyección debido a su fácil y rápida agregación. Por lo tanto, utilizar cada uno de estos factores por sí solo tiene limitaciones durante los procesos EOR. Sin embargo, el efecto sinérgico de combinar nanopartículas con tensioactivos puede provocar propiedades más potentes que usar estos dos materiales solos. El uso simultáneo de estos dos con sal de MgCl2 puede aumentar la eficiencia del rendimiento de las nanopartículas y tensioactivos para los procesos EOR18. Con la presencia de nanopartículas en la fase acuosa, se reduce la tasa de pérdida de surfactante debido a la cobertura de la superficie por nanopartículas total o parcialmente, y también los surfactantes pueden llevar las nanopartículas a la interfaz de aceite y agua a través del movimiento browniano y causar una mayor reducción. en tensión interfacial22. Sin embargo, la ausencia de un tensioactivo también hace que las nanopartículas se fusionen rápidamente debido al alto nivel de energía (debido a la alta relación superficie-volumen) y, debido a esta rápida acumulación, se pierde la estabilidad23,24,28. Los tensioactivos pueden inducir la misma carga rechazando las nanopartículas y provocando que se dispersen más90. La concentración de nanopartículas y tensioactivos tiene una concentración óptima. El aumento de la concentración de nanopartículas y tensioactivos aumenta la estabilidad y la viscosidad de la emulsión, y la disminución de las concentraciones hace que la estabilidad y la viscosidad disminuyan. Este fenómeno reduce la interfaz entre las dos fases, la viscosidad y la estabilidad de la emulsión (Fig. 9).

Efecto de la concentración de nanopartículas y tensioactivos sobre la viscosidad y la separación de fases después de 30 días (gráficos 3D y de contorno).

Según los resultados obtenidos de la prueba de la botella (Fig. 10), la concentración óptima de nanopartículas en todas las muestras fue del 0,1% (p/p) y la concentración óptima de surfactante fue de 200 ppm. La combinación y sinergia de nanopartículas con surfactante y sales disponibles provoca una mayor estabilidad debido a que mejora la barrera mecánica y reduce la tasa de agregación de gotas en emulsiones que contienen nanopartículas, surfactante y sal en comparación con las emulsiones convencionales o emulsiones con surfactante. Por lo tanto, la estabilidad de las emulsiones producidas en este estudio aumenta por la fuerza iónica de la sal, la reducción de IFT y la formación de películas rígidas por pequeñas emulsiones debido a la presencia de surfactante, y por la formación de una fuerte barrera mecánica con óxido de silicio. nanopartículas. Los resultados obtenidos en este estudio son similares a las observaciones de Nesterenko91.

Separación de fases después de 30 días (0%, 0,1%, 0,3%, 0,5% (p/p) de concentración de nanopartícula y 10.000 ppm de concentración de MgCl2 de izquierda a derecha en cada caso).

Los cambios en las propiedades reológicas de las emulsiones pueden cambiar la cantidad de gotas de emulsión que chocan y afectar la estabilidad. Como se puede ver en la Fig. 11, además de mejorar la estabilidad de la emulsión, también se debe mejorar el comportamiento reológico de la emulsión, lo que indica una relación directa entre viscosidad y estabilidad92.

Efecto de las concentraciones de tensioactivos y nanopartículas en presencia de diversas concentraciones de sal sobre la viscosidad.

Uno de los parámetros que afecta en gran medida a la viscosidad es el tamaño de las gotas. El área de superficie de las gotas determina la fricción entre ellas. En otras palabras, cuando aumenta la relación entre el área y el volumen de las gotas, aumenta la viscosidad. Por lo tanto, una emulsión con un tamaño de gota promedio más pequeño tiene una viscosidad aparente mayor. Cuando la emulsión tiene una alta viscosidad y la emulsificación se produce mediante mezcla, el uso de la fuerza de corte es más efectivo y da como resultado gotas mucho más pequeñas. Cabe señalar que en la literatura se sabe poco sobre cómo el tamaño de las gotas influye en la viscosidad de la emulsión70,93,94,95.

Este artículo utiliza el método del apretón de manos para evaluar la capacidad de emulsificación. Los resultados muestran que la emulsificación en la muestra que contiene el tensioactivo es más fácil que en la muestra sin tensioactivo (Fig. 12). En este estudio, las muestras con tensioactivos y las muestras con tensioactivos y nanopartículas se emulsionaron más fácilmente que las muestras que no tenían tensioactivos. En el caso de muestras donde los surfactantes se usaron solos o en combinación con la nanopartícula, la emulsión se formó después de 25 desviaciones si las muestras sin surfactante no mostraron este comportamiento.

Emulsificación después de agitar 10, 20 y 25 veces de izquierda a derecha.

Según la energía libre de Gibb, como los sistemas tienden naturalmente a reducir la energía, las emulsiones que tienen más energía libre son más difíciles de formar. Cuando la energía libre es baja, la capacidad de emulsificación será mayor y la formación de la emulsión será más fácil. Según la definición de tensión interfacial (energía por unidad de longitud), el concepto de energía libre está estrechamente relacionado con este parámetro. Si la tensión interfacial en un sistema de emulsión disminuye, la energía requerida para la emulsificación disminuirá.

Zhao y cols. En 2020 también demostró que la emulsificación es más fácil debido a la presencia de tensioactivos en el sistema. Observaron este fenómeno utilizando el número de tiempos de agitación necesarios para la emulsificación. Descubrieron que el número de tiempos de agitación para la emulsificación en sistemas con tensioactivo era mucho menor que en sistemas sin tensioactivo96,97,98,99.

Este estudio tuvo como objetivo investigar el comportamiento de la viscosidad y la estabilidad de la emulsión en presencia de sales de NaCl, CaCl2, MgCl2 y Na2SO4, diferentes concentraciones de sal, diferentes cortes de agua, tensioactivos span80 y nanopartículas de óxido de silicio. Según los experimentos realizados sobre las emulsiones se obtuvieron los siguientes resultados:

Con un aumento en el contenido de agua, las gotas se vuelven más pequeñas, lo que resulta en una interfaz más grande y la acumulación de moléculas tensioactivas intrínsecas tanto en las superficies del agua como del aceite, y aumenta la fuerza de repulsión electrostática de la doble capa eléctrica. En consecuencia, el volumen de las gotas disminuye y la viscosidad de la emulsión aumenta.

Con respecto al uso de diferentes sales, como se observó, MgCl2 > CaCl2 > Na2SO4 > NaCl demostró el mejor rendimiento en términos de reducción del tamaño de las gotas, respectivamente. Como resultado, MgCl2 y CaCl2 mostraron el mejor desempeño entre las sales.

La viscosidad mostró una tendencia similar con los datos del tamaño de las gotas. A medida que el tamaño promedio de las gotas disminuyó, la viscosidad de la emulsión aumentó, lo que fue consistente con los resultados de la literatura.

Debido a que los aniones sulfato divalentes son más grandes que los aniones cloruro, se reduce la cantidad de asfalteno que se transfiere a la fase acuosa. Alternativamente, debido a que el asfalteno tiene heteroátomos, como O2-, S2- y N2-, en su estructura, que tiene una carga igual al sulfato, limita su presencia en solución acuosa. Por lo tanto, las emulsiones W/O se vuelven menos estables a medida que aumenta la carga de aniones debido a la reducción del agente estabilizador (asfalteno) en la interfaz de los dos fluidos.

Los cationes monovalentes tienen una densidad de carga más baja, como resultado de lo cual se forma una película delgada alrededor de las partículas cargadas de asfalteno en las gotas de agua, y el asfalteno tiende a ser adsorbido por los iones existentes entre el agua y el petróleo. El asfalteno se mueve a la interfaz de los fluidos, disminuyendo así la tensión interfacial y aumentando la estabilidad de la emulsión.

Con el uso de nanopartículas y tensioactivos para una mayor estabilidad, cabe señalar que los tensioactivos han reducido significativamente la energía necesaria para la emulsificación. Estos resultados se obtuvieron mediante el método del apretón de manos, que formó una emulsión después de agitar 25 veces las muestras que contenían tensioactivo.

La estabilidad de las emulsiones ha aumentado durante el uso simultáneo de nanopartículas y tensioactivos, y esto se debe al efecto sinérgico del uso de estos dos materiales al crear una barrera mecánica con nanopartículas y repulsión electrostática de tensioactivos y cationes existentes.

De acuerdo con los resultados obtenidos de las pruebas de estabilidad y viscosidad, se demostró que el mejor corte de agua es el 50% (debido a mayor viscosidad y estabilidad). El MgCl2 mostró el mejor desempeño en el aumento de la viscosidad y la estabilidad, y su concentración óptima fue de 10.000 ppm. Finalmente, al utilizar la prueba de la botella y evaluar la viscosidad de la emulsión, la máxima estabilidad y viscosidad están relacionadas con la concentración de nanopartículas al 0,1% y surfactante a 200 ppm.

Todos los datos generados o analizados durante este estudio se incluyen en este artículo publicado.

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Descargar referencias

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Masoud Shafiei, Yousef Kazemzadeh y Masoud Riazi

Departamento de Ingeniería del Petróleo, Facultad de Ingeniería del Petróleo, Gas y Petroquímica, Universidad del Golfo Pérsico, Bushehr, Irán

Yousef Kazemzadeh

Departamento de Tecnologías de Petróleo y Gas, Universidad Politécnica Nacional de Investigación de Perm, Perm, 614990, Rusia

Dmitriy A. Martyushev

Facultad de Ingeniería de la Construcción, Universidad de Jilin, Changchun, China

zhenxue dai

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MS, YK, DAM, ZD y MR contribuyeron al diseño e implementación de la investigación, al análisis de los resultados y a la redacción del manuscrito.

Correspondencia a Yousef Kazemzadeh o Masoud Riazi.

Los autores declaran no tener conflictos de intereses.

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Reimpresiones y permisos

Shafiei, M., Kazemzadeh, Y., Martyushev, DA et al. Efecto de los productos químicos sobre el comportamiento de fase y viscosidad del agua en emulsiones de aceite. Representante científico 13, 4100 (2023). https://doi.org/10.1038/s41598-023-31379-0

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Recibido: 27 de octubre de 2022

Aceptado: 10 de marzo de 2023

Publicado: 12 de marzo de 2023

DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-023-31379-0

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