Introducción

El agotamiento de las reservas convencionales y el incremento de la demanda de petróleo crudo a nivel mundial han originado constantes innovaciones en los procesos de exploración, producción y trasporte en la industria petrolera (^{Hart, 2014}; ^{Saniere, 2004}). El petróleo pesado (densidad menor a 20 API) según ^{Saniere (2004)} y extra pesado, incluyendo el bitumen, representan una significativa fracción del total de las reservas conocidas.

Los oleoductos son los sistemas más eficientes y económicos para el trasporte de petróleo crudo y sus derivados, tanto en tierra como en mar. Sin embargo, el trasiego de crudo pesado y extra pesado se torna engorroso debido a su poca movilidad como consecuencia de su elevada viscosidad.

En la actualidad se desarrollan diferentes estrategias para facilitar el transporte de los crudos pesados por sistemas de tuberías tales como: la dilución con disolventes orgánicos o aceites más ligeros, el uso de mejoradores de flujo, reducción de arrastre mediante aditivos (Calin, 2009) y el calentamiento (^{Hart, 2014}; ^{Palou, 2011}).

Otra tecnología que permite mejorar la fluidez del petróleo crudo es la elaboración de una mezcla con fluidos de menor viscosidad y costo, como el agua. La dificultad de esta tecnología radica en que el agua y el petróleo son sustancias químicamente inmiscibles, por lo que la mezcla de ambas origina una emulsión. Si la fase orgánica (O) está dispersa en el agua (W) se denominan emulsiones O/W, en caso contrario, se denominan emulsiones W/O (^{Hart, 2014}; ^{Palou, 2011}). Las emulsiones por lo general son sistemas inestables, cuya estabilidad depende de agentes emulsionantes o tensoactivos (^{Salager, 2002}). La presencia de tensoactivos en la interfase agua/petróleo permite controlar los fenómenos involucrados con la tensión superficial durante la etapa de drenaje/floculación (^{Salager, 1991}), cuya escala de tiempo puede variar en función de la concentración del tensoactivo. Los surfactantes no-iónicos son los agentes emulsionantes más utilizados en la industria petrolera por ser relativamente baratos, no variar sus efectos producto a la salinidad y ser biodegradables (^{Palou, 2011}; ^{Kumar, 2014}; ^{Fernández, 2004}).

El trasporte de petróleo crudo emulsionado por oleoductos se divide en tres etapas fundamentales: emulsificación del crudo, trasporte del crudo emulsionado y desemulsificación para usos industriales posteriores, donde el contenido de agua es inferior a 2% (^{Hart, 2014}; ^{Saniere, 2004}; ^{Palou, 2011}). Las principales variables involucradas en estos procesos son: la viscosidad de la mezcla y la estabilidad de la emulsión.

El objetivo de la presente investigación consiste en identificar los principales factores del proceso de emulsificación que influyen en la viscosidad y la estabilidad de las emulsiones. Se estudian como factores experimentales: contenido de oil, concentración de tensoactivo, velocidad de agitación y tiempo de agitación.

Materiales y métodos

En el trabajo experimental se utilizaron dos ejemplares de petróleo crudo, adquiridos en la Empresa Comercializadora de Combustibles Matanzas, perteneciente a la compañía petrolera “Cuba Petróleo” (Cupet). En la Tabla 1 se muestran algunas propiedades de ambos fluidos, relevantes para el trabajo experimental desarrollado. El crudo A clasifica como petróleo crudo medio poco viscoso, mientras el crudo B resulta pesado de elevada viscosidad (^{Saniere, 2004}; ^{Vahid, 2012}).

Tabla 1 Principales propiedades de los crudos medio (A) y pesado (B) 

Para emulsionar los crudos con agua se elaboraron, de antemano, soluciones con el agente tensoactivo no-iónico Tritón X-100, con fórmula química C₃₃H₆₀O₁₀ (^{Ghannam, 2007}; ^{Abdurahman y Yunus, 2013}; ^{Ashrafizadeh, 2010}; ^{Liyana, 2014}; ^{Yousef, 2004}; ^{Abdurahman, 2012}). En todos los casos, el crudo se añadió lentamente a la solución (^{Liyana, 2014}; ^{Shadi, 2010}), mientras se mezclaba utilizando un agitador estándar modelo MR-25 con hélice de tres palas (^{Abdurahman y Yunus, 2013}) y velocidad variable de hasta 2500 rpm. Las muestras se elaboraron con un volumen total de 200 mL en un recipiente de 500 mL para evitar el derrame de fluido durante la agitación.

El diseño de experimento se desarrolló a partir del software StatGraphics XV - CENTURION. Se analizaron los factores experimentales: contenido de oil (crudo) (50% - 80%) (^{Ashrafizadeh, 2010}; ^{Liyana, 2014}), concentración de tensoactivo (0.3% - 2.5%) (^{Abdurahman y Yunus, 2013}; ^{Abdurahman, 2012}), velocidad de agitación (1000 rpm - 2500 rpm) (^{Abdurahman y Yunus, 2013}; ^{Abdurahman, 2012}), y tiempo de agitación (60 s - 180 s). Las variables de respuesta que se estudiaron: viscosidad (cSt), por su influencia en el proceso de trasiego de crudo; y estabilidad de emulsión (%) como variable rectora del proceso de desemulsificación.

El trabajo experimental se organizó en dos bloques, utilizando ambos crudos. En el primero se elaboraron 10 muestras con el crudo A, analizando todos los factores experimentales y variables de respuesta anteriormente mencionados. La Tabla 2 muestra las combinaciones de factores experimentales propuestas por el software y los valores de viscosidad y estabilidad de la emulsión obtenidos para ellos.

Tabla 2 Diseño de experimento para el crudo A 

En el segundo bloque se elaboraron solo 5 muestras, utilizando el crudo B. En este caso, se estableció un tiempo de agitación fijo de 120 segundos, en aras de obtener mayor claridad en los resultados experimentales. Esto permitió identificar los factores que mayor influencia presentan sobre la viscosidad y la estabilidad de la emulsión como variables respuesta (Tabla 3).

Tabla 3 Diseño de experimento para el crudo B 

Para la determinación de la viscosidad se utilizó un viscosímetro de Engler modelo B3-246, cuyo principio de funcionamiento se basa en el tiempo de vaciado del fluido en cuestión, respecto al mismo volumen de agua a igual presión y temperatura (Martínez, 2015).

La estabilidad de la emulsión se obtuvo a partir de la ecuación 1 (^{Abdurahman y Yunus, 2013}; ^{Liyana, 2014}; ^{Abdurahman, 2012}; ^{Rasha, 2014}). Para ello, se utilizaron recipientes de volumen total 50 mL, donde las muestras permanecieron en reposo hasta su total separación (^{Alabdulmohsen, 2015}; ^{Hartland, 2007}). El valor de estabilidad seleccionado para el análisis experimental (Tablas 2 y 3), corresponde al estado de la emulsión después de trascurrida una hora de elaboración.

Resultados y discusión

El trasporte de petróleo crudo emulsionado se divide en tres etapas fundamentales: emulsificación del crudo, trasporte del crudo emulsionado y desemulsificación para usos industriales posteriores. Las principales variables involucradas en estos procesos son la viscosidad de la mezcla y la estabilidad de la emulsión. Los factores experimentales que mayor influencia ejercen sobre estas son: contenido de oil, concentración de tensoactivo, velocidad de agitación y tiempo de agitación (^{Ghannam, 2007}; ^{Abdurahman y Yunus, 2013}; ^{Ashrafizadeh, 2010}; ^{Liyana, 2014}; ^{Shadi, 2010}; ^{Rasha, 2014}; ^{Alabdulmohsen, 2015}; Tarragól, 2012; ^{Nehal y Nael, 1999}; ^{Abdel, 2012}). A continuación se identifican los principales factores experimentales que obedecen las variables de respuesta mencionadas anteriormente, variando el rango y las combinaciones de estos.

Efectos sobre la viscosidad

Se analizaron diferentes factores experimentales utilizando ambos crudos (A y B). La Figura 1 muestra la influencia de cada factor sobre la viscosidad para el crudo Aa y para el crudo Bb, a partir del diagrama de Pareto. Este permite identificar en qué medida los componentes rigen el comportamiento de una variable. En ambos casos, el factor dominante resultó el contenido de oil, donde el resultado es consecuencia de la inversión de la emulsión (de O/W a W/O) que ocurre cuando el crudo se convierte en la fase continua. Generalmente dicho fenómeno tiene lugar para un contenido de oil superior a 70% (^{Abdurahman y Yunus, 2013}; ^{Ashrafizadeh, 2010}; ^{Nehal y Nael, 1999}), dependiendo del tipo de crudo.

Figura 1 Diagrama de Pareto para los factores que influyen en la viscosidad, a) crudo A, b) crudo B. 

El segundo factor más influyente fue la velocidad de agitación, en menor medida para el crudo B. Al aumentar la velocidad de agitación se incrementan los esfuerzos cortantes (cizallamiento) sobre las gotas de ambas fases, lo que provoca la disminución de su tamaño. Este efecto trae consigo el incremento de la superficie de contacto entre el crudo y las paredes del ducto ofreciendo mayor resistencia al movimiento, por lo que la mezcla se torna más viscosa.

La Figura 2 representa la dependencia de la viscosidad respecto a la velocidad de agitación y el contenido de oil. Tanto para el crudo Aa como para el Bb, es posible mantener constante la viscosidad de la mezcla aumentando el contenido de oil y disminuyendo la velocidad de agitación, y viceversa. Por ejemplo, el crudo A, presenta igual viscosidad de 8.56 cSt para un contenido de oil de 65% y velocidad de agitación de 1000 rpm que para un contenido de oil de 59% y velocidad de agitación de 2500 rpm. Este aspecto ofrece un margen para la elaboración de la emulsión, permitiendo ajustar los parámetros de trabajo a las condiciones del sistema de bombeo.

Figura 2 Influencia de la velocidad de agitación y el contenido de oil sobre la viscosidad, a) crudo A, b) crudo B. 

Como muestra la Figura 1 el factor que menor influencia ejerce sobre la viscosidad es la concentración de tensoactivo. A diferencia del resto de los factores, con el aumento de esta la viscosidad disminuye. Tal efecto se debe a la reducción de la tensión interfacial entre el fluido y el ducto que produce el agente tensoactivo facilitando su movilidad. En el caso del crudo B (Figura 1, b) es prácticamente despreciable la influencia de la concentración de tensoactivo sobre la viscosidad de la mezcla debido a la elevada viscosidad del crudo, incluso emulsionado. En la Figura 3 se aprecia el comportamiento de la viscosidad con las variaciones del contenido de oil y la concentración de tensoactivo. Para ambos crudos el valor más elevado de viscosidad se alcanza para el mayor contenido de oil y la menor concentración de tensoactivo.

Figura 3 Influencia de la concentración de tensoactivo y el contenido de oil sobre la viscosidad, a) crudo A, b) crudo B. 

El tiempo de agitación y la velocidad de agitación se encuentran estrechamente vinculados, por ser ambos factores propios del proceso de mezclado. La Figura 4 representa la relación inversa entre ambos elementos. Es posible obtener la misma viscosidad de 8.8 cSt para una velocidad de agitación de 2400 rpm y 60 s de agitación que para una velocidad de 1300 rpm y tiempo de agitación de 180 s. La combinación de ambos factores puede variar de acuerdo con las condiciones mecánicas de la instalación y el caudal de crudo trasegado. Para el caso de la variable estabilidad de la emulsión se observa un comportamiento similar.

Figura 4 Relación entre la velocidad de agitación y el tiempo de agitación para el crudo A. 

Estabilidad de emulsiones

La Figura 5 representa la influencia de los factores experimentales sobre la estabilidad de las emulsiones, para el crudo Aa y el crudo Bb. El contenido de oil, en ambos casos se mantiene como factor predominante. Esto se debe al efecto que provocan las fuerzas viscosas asociadas al crudo sobre las gotas de agua, actuando como inhibidor del proceso de drenaje-floculación. El segundo factor más influyente sobre la estabilidad de las emulsiones, es la concentración de tensoactivo. La acción estabilizadora de este último permite la unión entre ambas fases actuando como enlace, lo que retarda la coalescencia de las gotas de agua. La velocidad de agitación y el tiempo de mezclado siguen comportamientos semejantes al expuesto en la Figura 4.

Figura 5 Diagrama de Pareto para los factores que influyen en la estabilidad de la emulsión, a) crudo A, b) crudo B. 

La Figura 6 muestra la influencia de la concentración de tensoactivo y el contenido de oil sobre la estabilidad de la emulsión manteniendo una velocidad de agitación constante de 1750 rpm y tiempo de agitación igual a 120 s. En ambos casos (a y b) el máximo valor de estabilidad se alcanza para el mayor contenido de oil y la mayor concentración de tensoactivo. La emulsión del crudo B presenta 83% de estabilidad, después de una hora en reposo, tanto para un contenido de oil de 80% y concentración de tensoactivo de 0.3% como para un contenido de oil de 50% y una concentración de tensoactivo de 1.9%. Este resultado ofrece un rango de variación en los parámetros de trabajo que permite seleccionar las condiciones de emulsificación adecuadas al proceso, utilizando el menor volumen de tensoactivo posible. Por ejemplo, para un contenido de oil de 70% (punto de inversión de las fases) la emulsión del crudo B presenta la misma estabilidad de 83% utilizando solo una concentración de tensoactivo de 0.8%.

Figura 6 Influencia de la concentración de tensoactivo y el contenido de oil en la estabilidad de la emulsión, a) crudo A, b) crudo B. 

La Figura 7 representa el comportamiento de las muestras 2, 4 y 8 (Tabla 2) del crudo A. La muestra 2 se elaboró utilizando la combinación de factores que genera mayor estabilidad, la muestra 4 con valores medios y la muestra 8 con la combinación menos estable. Trascurridas 10 horas la muestra 8 se separó 90%, la muestra 4, 80%, y la muestra 2 se mantuvo 100% estable.

Figura 7 Estabilidad de emulsión del crudo A. 

Como tendencia general las emulsiones presentan mayor velocidad de separación cuanto más contenido de agua posean. Este fenómeno se debe a que con el aumento de la fase continua existe mayor contacto entre las gotas de agua, facilitando la unión de estas en una nueva de mayor tamaño y peso (coalescencia) (^{Langevin et al., 2004}). Esta última se arrastra por la fuerza de gravedad hacia el fondo del recipiente, venciendo los esfuerzos viscosos del crudo. Ello explica por qué la mayor separación tiene lugar en las primeras horas del proceso (aproximadamente 90%) y luego ocurre un retardo en la separación de 10% de agua restante en la mezcla.

En la Figura 8 se observan los procesos de separación que tienen lugar para las muestras número 5 del crudo A (Tabla 2) y del crudo B (Tabla 3). Ambas emulsiones se elaboraron utilizando igual combinación de factores experimentales y condiciones de separación. Aunque las curvas presentan comportamientos similares, es apreciable la estabilidad de la emulsión B en la etapa inicial respecto a la muestra A. Sin embargo, después de tras- curridas 17 horas, ambas muestras exhiben igual estabilidad de 19%. A partir de este momento la muestra B aumenta su velocidad de separación en relación con la muestra A. Esta disparidad tiene sus orígenes en los diferentes fenómenos físico-químicos que tienen lugar en la mezcla como consecuencias de la composición y propiedades termofísicas de ambos crudos.

Figura 8 Comparación entre la estabilidad de emulsión del crudo A y el crudo B. 

Conclusiones

Se elaboraron 15 muestras de emulsiones utilizando dos tipos de crudo y el surfactante no-iónico Tritón X-100 como agente estabilizador de la emulsión. Se analizaron los factores experimentales: contenido de oil, concentración de tensoactivo, velocidad de agitación y tiempo de agitación y las variables de respuesta: viscosidad y estabilidad de la emulsión.

La viscosidad de las emulsiones para ambos crudos estudiados es directamente proporcional al contenido de oil, la velocidad de agitación y el tiempo de agitación; y disminuye con el aumento de la concentración de tensoactivo, donde el contenido de oil es el factor de mayor influencia. En el caso del crudo B los efectos de la concentración de tensoactivo sobre la viscosidad son insignificantes.

Los factores que mayor influencia ejercen sobre la estabilidad de las emulsiones son el contenido de oil y la concentración de tensoactivo, para ambos tipos de crudo. Los resultados ofrecen un rango de variación en los parámetros de trabajo que permiten seleccionar las condiciones de emulsificación adecuadas al proceso.

Como tendencia general las emulsiones presentan mayor velocidad de separación cuanto más contenido de agua posean, la mayor separación tiene lugar en las primeras horas del proceso y luego ocurre un retardo en la separación de 10% de agua restante en la mezcla. El crudo B es más estable en la primera etapa del proceso respecto al crudo A, sin embargo, después de trascurridas 17 horas ambas muestras exhiben igual estabilidad.