Estudio del efecto de las propiedades de agentes ...
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1 Estudio del efecto de las propiedades de agentes surfactantes en la eficiencia de la separación de emulsiones de agua en crudo pesado Nicolás Melo Martín, Camilo Méndez Morales Universidad de Los Andes Asesor de investigación: Oscar A. Álvarez RESUMEN: En el presente estudio se llevó a cabo un diseño de experimentos factorial con el fin de encontrar el efecto de diferentes propiedades de agentes surfactantes (balance hidrofílico – lipofílico (HLB), longitud de cadena y carácter iónico) y sus interacciones, en los fenómenos de demulsificación de emulsiones de agua en crudo pesado. Por medio del análisis del comportamiento de la tensión interfacial en función del tiempo, tras agregar diferentes agentes surfactantes y mezclas entre los mismos, fue posible encontrar las propiedades que causaron una mayor desestabilización de la emulsión, ya que este fenómeno es en parte consecuencia de una disminución de la tensión interfacial. El análisis de los datos obtenidos con estas mediciones experimentales se usó como herramienta para predecir la forma en la cual los surfactantes generan la desestabilización de una emulsión de agua en crudo pesado. Esto se pudo comprobar por medio de un análisis de estabilidad realizado en el equipo Turbiscan Lab® Master, el cual es usado para evaluar la eficiencia de demulsificación y analizar procesos de desestabilización de emulsiones. Los resultados de estas pruebas permiten afirmar que aquellos surfactantes o mezclas de surfactantes con un HLB superior generan una disminución mayor en la tensión interfacial. De igual forma, el efecto causado por esta propiedad se ve incrementado por una corta cadena molecular del surfactante y por su carácter no iónico. De esta manera, el surfactante o la mezcla de surfactantes que genera una interacción en los niveles adecuados de estas propiedades logró la demulsificación de una manera más eficiente. Esto se demostró por medio del análisis de estabilidad, el cual permitió observar que, gracias al HLB elevado del surfactante utilizado, el proceso de demulsificación tuvo inicio con la adsorción del mismo en la interface agua-crudo a una velocidad superior a la de los demás, para posteriormente desplazar los estabilizantes naturales propios del crudo pesado gracias a esta misma propiedad. Se generó de este modo una disminución en la tensión interfacial la cual llevó a la coalescencia de las gotas de agua dispersas y de esta forma, a la separación de las fases. De acuerdo con lo anterior, el surfactante utilizado que resultó más efectivo para la separación fue el Tween 20 a pesar de ser el compuesto con la segunda cadena molecular más larga, debido a que presenta el mayor balance hidrofílico-lipofílico de los surfactantes no iónicos utilizados. 1. INTRODUCCIÓN En la actualidad, el petróleo es la principal fuente de energía en el planeta y una de las principales materias primas para la elaboración de innumerables productos de valor agregado. Su exploración, explotación y comercialización hace parte fundamental de la economía mundial, por lo que cambios bruscos en su precio alteran fuertemente los movimientos monetarios de los países. Lo que convierte a la industria petrolera en una de las más prósperas y vigentes del mercado. Los combustibles fósiles son abundantes en muchas regiones del planeta y se encuentran en cantidades suficientes para suplir la demanda creciente. Sin embargo, muchos de esos aún están clasificados como recursos, no como reservas [2]. Los recursos son aquellos volúmenes que aún no se han caracterizado completamente o son costosos para extraer; las reservas son aquellas que presentan una producción económicamente viable utilizando la tecnología actual [1]. Por lo anterior, las reservas actuales de petróleo convencional de buena calidad están disminuyendo de forma acelerada. Se prevé, con base en los consumos actuales, que las reservas probadas de crudo lograrán suplir la demanda en un intervalo de 40 a 45 años [3]. Desde comienzos del siglo XX, Colombia inició una política de búsqueda y explotación de petróleo para lograr abastecer el consumo nacional, con el fin generar una política de exportación que derive en recursos para el país [1]. Lo anterior conlleva a la necesidad de aumentar la extracción de crudo pesado y extrapesado para mantener el mercado estable y alargar la vida de las reservas actuales de crudo convencional. Según el Departamento de Energía de los Estados Unidos, los crudos pesados se caracterizan en base a su densidad y gravedad específica, expresada en grados API. Se consideran crudos extrapesados aquellos que están en un rango de 0-9.9 °API y pesados los que están en el rango de 10-22.3 °API. El manejo, procesamiento y transporte de este tipo de crudo, se convierte en un reto para la industria. Se
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1
Estudio del efecto de las propiedades de agentes surfactantes en la eficiencia
de la separación de emulsiones de agua en crudo pesado
Nicolás Melo Martín, Camilo Méndez Morales
Universidad de Los Andes
Asesor de investigación: Oscar A. Álvarez
RESUMEN: En el presente estudio se llevó a cabo un diseño de experimentos factorial con el fin de encontrar el efecto de
diferentes propiedades de agentes surfactantes (balance hidrofílico – lipofílico (HLB), longitud de cadena y carácter
iónico) y sus interacciones, en los fenómenos de demulsificación de emulsiones de agua en crudo pesado. Por medio del
análisis del comportamiento de la tensión interfacial en función del tiempo, tras agregar diferentes agentes surfactantes y
mezclas entre los mismos, fue posible encontrar las propiedades que causaron una mayor desestabilización de la emulsión,
ya que este fenómeno es en parte consecuencia de una disminución de la tensión interfacial. El análisis de los datos
obtenidos con estas mediciones experimentales se usó como herramienta para predecir la forma en la cual los surfactantes
generan la desestabilización de una emulsión de agua en crudo pesado. Esto se pudo comprobar por medio de un análisis
de estabilidad realizado en el equipo Turbiscan Lab® Master, el cual es usado para evaluar la eficiencia de
demulsificación y analizar procesos de desestabilización de emulsiones. Los resultados de estas pruebas permiten afirmar
que aquellos surfactantes o mezclas de surfactantes con un HLB superior generan una disminución mayor en la tensión
interfacial. De igual forma, el efecto causado por esta propiedad se ve incrementado por una corta cadena molecular del
surfactante y por su carácter no iónico. De esta manera, el surfactante o la mezcla de surfactantes que genera una
interacción en los niveles adecuados de estas propiedades logró la demulsificación de una manera más eficiente. Esto se
demostró por medio del análisis de estabilidad, el cual permitió observar que, gracias al HLB elevado del surfactante
utilizado, el proceso de demulsificación tuvo inicio con la adsorción del mismo en la interface agua-crudo a una velocidad
superior a la de los demás, para posteriormente desplazar los estabilizantes naturales propios del crudo pesado gracias a
esta misma propiedad. Se generó de este modo una disminución en la tensión interfacial la cual llevó a la coalescencia de
las gotas de agua dispersas y de esta forma, a la separación de las fases. De acuerdo con lo anterior, el surfactante
utilizado que resultó más efectivo para la separación fue el Tween 20 a pesar de ser el compuesto con la segunda cadena
molecular más larga, debido a que presenta el mayor balance hidrofílico-lipofílico de los surfactantes no iónicos
utilizados.
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad, el petróleo es la principal fuente de
energía en el planeta y una de las principales materias
primas para la elaboración de innumerables productos
de valor agregado. Su exploración, explotación y
comercialización hace parte fundamental de la
economía mundial, por lo que cambios bruscos en su
precio alteran fuertemente los movimientos monetarios
de los países. Lo que convierte a la industria petrolera
en una de las más prósperas y vigentes del mercado.
Los combustibles fósiles son abundantes en muchas
regiones del planeta y se encuentran en cantidades
suficientes para suplir la demanda creciente. Sin
embargo, muchos de esos aún están clasificados como
recursos, no como reservas [2]. Los recursos son
aquellos volúmenes que aún no se han caracterizado
completamente o son costosos para extraer; las reservas
son aquellas que presentan una producción
económicamente viable utilizando la tecnología actual
[1]. Por lo anterior, las reservas actuales de petróleo
convencional de buena calidad están disminuyendo de
forma acelerada. Se prevé, con base en los consumos
actuales, que las reservas probadas de crudo lograrán
suplir la demanda en un intervalo de 40 a 45 años [3].
Desde comienzos del siglo XX, Colombia inició una
política de búsqueda y explotación de petróleo para
lograr abastecer el consumo nacional, con el fin generar
una política de exportación que derive en recursos para
el país [1].
Lo anterior conlleva a la necesidad de aumentar la
extracción de crudo pesado y extrapesado para
mantener el mercado estable y alargar la vida de las
reservas actuales de crudo convencional. Según el
Departamento de Energía de los Estados Unidos, los
crudos pesados se caracterizan en base a su densidad y
gravedad específica, expresada en grados API. Se
consideran crudos extrapesados aquellos que están en
un rango de 0-9.9 °API y pesados los que están en el
rango de 10-22.3 °API.
El manejo, procesamiento y transporte de este tipo de
crudo, se convierte en un reto para la industria. Se
2
estima que el 64% de las reservas mundiales
corresponden a crudos extrapesados y que el 90% de
este crudo se encuentra en los yacimientos del Orinoco
[4] .
Una de las soluciones para la extracción de este tipo de
petróleo es la inyección de agua o vapor de agua al
pozo para facilitar su fluidez [1]. Esto genera, una
sobrepresión en el interior del mismo, que permite la
extracción del crudo al menos en un 85% del petróleo
total del yacimiento. Esta alternativa, es altamente
usada en la industria pues se logran extraer altas
cantidades de crudo a bajos costos [1].
Paralelo a esto y en respuesta al déficit de petróleo de
buena calidad, países como Estados Unidos y Brasil
están empezando a explotar crudo de fuentes no
convencionales. Entre las más importantes están la
perforación por fracturación hidráulica de esquistos
bituminosos y la perforación offshore. La
hifrofracturación o fracking consiste básicamente en la
pulverización de una roca madre, en la cual se
encuentran hidrocarburos en forma de esquistos
bituminosos, por medio de inyección de agua a altas
presiones. A pesar del fuerte debate que estas técnicas
de extracción generan, cada día más países adoptan
estos métodos como salida al déficit de reservas
actuales de crudos convencionales. Lo anterior, eleva la
oferta global del petróleo, disminuyendo
significativamente los precios y haciendo menos
rentable la comercialización del mismo [3].
Sin embargo, sea cual sea la extracción, la presencia de
asfáltenos, resinas y solidos finos en conjunto con el
alto cizallamiento provocado por la turbulencia en las
tuberías, generan el escenario propicio para que gran
parte del agua se disperse en el petróleo y se dé lugar a
una emulsión. Las emulsiones formadas, se clasifican
como macro-emulsiones W/O con un diámetro de gota
entre 0,1 y 100 µm. Este tipo de sistemas generan
problemas en el transporte y refinación del crudo. Por
ejemplo, cuando en una corriente de flujo existe una
emulsión, la caída de presión en la tubería es elevada,
derivando problemas operacionales con grandes
pérdidas económicas [6]. En consecuencia, se presentan
pérdidas por calor y corrosión en oleoductos. Por esta
razón, es fundamental el desarrollo de técnicas de
separación de emulsiones de agua en crudo, para
mejorar el proceso de transporte y refinación y que a su
vez, sean rentables para la industria.
Hoy en día, se emplean distintas técnicas de
deshidratación para tratar y acondicionar el crudo antes
del proceso de refinación. Estas técnicas consisten en la
combinación de productos químicos, tratamientos
térmicos, mecánicos y electrostáticos. Los tratamientos
químicos, se basan en la adición de surfactantes que
tomen el lugar de los emulsificantes naturales y
favorezcan la coalescencia. Actualmente hay múltiples
compañías que se encargan de la elaboración y
formulación de demulsificantes sintéticos. Estos se
adicionan en las fases tempranas de la extracción para
desestabilizar las gotas por medio de las interacciones
interfaciales del agua y el crudo generando la
desestabilización de las emulsiones. Estos compuestos,
son por lo general mezclas de surfactantes con
copolímeros de óxido de etileno y propileno,
poliamidas, alcoholes grasos, poliesteraminas entre
otros. Los tratamientos térmicos, reducen la viscosidad
y disuelven las parafinas. Esto conlleva un alto gasto
energético, pues se utilizan circuitos de
intercambiadores de calor y hornos que demandan
grandes cantidades de combustible y energía.
En cuanto a los tratamientos mecánicos, se hace
referencia a sistemas en los cuales se hacen chocar las
gotas de agua favoreciendo su unión y la posterior
separación de fases. Finalmente, al someter la emulsión
a un campo magnético las cargas presentes en la
mayoría de los emulsificantes naturales logran debilitar
la interface, lo que favorece la coalescencia [5]. Sin
embargo, estas técnicas conllevan altos costos fijos y
variables que en muchos casos exceden el presupuesto
de las empresas para el tratamiento de los crudos. De
hecho, no existe una técnica eficiente que dadas ciertas
características del petróleo extraído, generen una
separación adecuada en un menor tiempo y a un menor
costo.
En el presente trabajo, se evalúan las propiedades de
diferentes agentes surfactantes comerciales en el
proceso de demulsificación de emulsiones de agua en
crudo. Para esto, se analiza el comportamiento de la
tensión interfacial al adicionar estos agentes en el
crudo. Se evalúa el comportamiento de la tensión
interfacial en el tiempo en función del tipo de crudo, el
tipo de surfactante (o mezcla de surfactante) y la
concentración del mismo. Esto con el fin de encontrar
una relación directa entre las propiedades de los agentes
tensoactivos y las características de la demulsificación
de emulsiones de agua en crudo. Características de los
surfactantes como el balance hidrofílico-lipofílico,
longitud de la cadena y peso molecular, son claves para
el proceso de demulsificación, pues definen el
mecanismo con el que éste se lleva a cabo.
De este modo, es posible tener una base con la que se
pueda formular un compuesto demulsificante que
genere un alta desestabilidad a un costo
significativamente inferior a las técnicas que se usan
3
actualmente. Para lograrlo, se plantea un diseño de
experimentos factorial que atrape las principales
interacciones entre las propiedades y componentes del
crudo, el tipo de surfactante y la dosificación del
mismo. De este modo, el objetivo principal del estudio
es analizar los fenómenos que se originan en la
interface crudo-agua al adicionar compuestos
surfactantes y cómo estos se traducen en la
desestabilización de las emulsiones de agua en crudo
pesado.
2. SECCIÓN EXPERIMENTAL
2.1 Materiales.
2.1.1 Crudo
Para el desarrollo del presente trabajo, se plantea el
estudio del comportamiento de la tensión interfacial de
las emulsiones de agua en petróleo. Para esto, se toman
dos crudos distintos, de 10 °API y 12 °API. Los
métodos de caracterización que se describen
posteriormente, definen las propiedades fisicoquímicas
de cada crudo, las cuales son relevantes para estudiar el
proceso de demulsificación. Éstas se muestran en la
tabla 1.
Tabla 1. Propiedades de los crudos caracterizados.
Crudo
10 °API
Crudo
12 °API
Densidad (g/cm3) 1.007 0.986
Gravedad °API 10 12
𝝁 [Pa∙s] a 25°C y 1 [1/s] 276.9 113.1
pH a 25°C 6.54 6.21
Contenido de agua (% v/v) 12 10
Saturados (%) 22.16 31.22
Aromáticos (%) 38.9 38.1
Resinas (%) 23.94 22.35
Asfaltenos (%) 15 8.33
En esta tabla, se puede evidenciar que los crudos
presentan densidades muy similares a la del agua, lo
cual afecta directamente el proceso de separación
debido a que éste se da en la mayor parte de los casos
gracias a las diferencias de densidad entre estas dos
fases.
Por otro lado, según la clasificación mundial de
petróleos, estos crudos se encuentran en la categoría de
crudos pesados debido a que se encuentran en el rango
de 10-22.3 °API [7]. Adicionalmente, el pH de los dos
es inferior a 7, por lo cual se puede considerar que
presentan un carácter levemente ácido. Esta
característica, deriva en una mayor estabilidad de las
emulsiones presentes, pues esta acidez implica la
presencia de asfáltenos y ácidos resínicos, los cuales
interactúan con el agua en emulsión, ubicándose
alrededor de las gotas presentes en el crudo y formando
sistemas altamente estables [8]. Igualmente, se
evidencia que el crudo más pesado es aquel que
presenta un mayor porcentaje de humedad, lo cual se ve
reflejado en el mayor porcentaje de asfaltenos que
actúan como surfactantes naturales.
Según el análisis composicional, los compuestos
presentes en mayor proporción en el crudo, para los dos
tipos, son los compuestos aromáticos, los cuales son
fundamentales para el mercado de derivados del
petróleo. Seguido de los saturados y resinas, que
contribuyen a la estabilidad de las gotas de agua en el
crudo dadas sus cadenas alifáticas largas.
2.1.2 Surfactantes
Para realizar el diseño de experimentos que se plantea
en este proyecto, se utilizaron cinco diferentes
surfactantes puros y mezclas entre estos con el fin de
tener en cuenta las propiedades de interés y la
interacción entre las mismas. Los cinco surfactantes
empleados son genéricos por lo cual se tiene
conocimiento de sus propiedades físicas y químicas.
Cuatro de estos surfactantes presentan un carácter no
iónico y provienen de la empresa de fabricación de
productos químicos CrodaTM, estos son: Tween 20,
Tween 80, Span 20 y Span 80. Finalmente, el
surfactante iónico utilizado es el lauril sulfato de sodio,
también conocido como SLES, producido por la
empresa Disporalquímicos®. Es importante mencionar
que los surfactantes Tween 80 y Tween 20 hacen parte
de una familia de ésteres de sorbitano polietoxilados,
mientras que el Span 80 y el Span 20 son ésteres de
sorbitano sin grupos etoxilados. En la tabla 2, se
muestran las propiedades de los tensoactivos utilizados.
Tabla 2. Propiedades de los agente surfactantes
HLB
Masa molar
(g/mol) Iónico
Tween 20 (C58H114O26) 16,7 1227,54 No
Tween 80 (C64H124O26) 15,0 1310,00 No
Span 20 (C18H34O6) 8,6 346,47 No
Span 80 (C24H44O6) 4,3 428,62 No
SLES (C12H25NaO3S) 40,0 272,38 Aniónico
Como se mencionó anteriormente, se realizaron
mezclas entre estos surfactantes con el fin de evaluar el
efecto de las propiedades cuando interactúan, estas
mezclas se hicieron adicionando partes iguales de los
4
diferentes surfactantes, lo cual permitió obtener valores
intermedios de HLB, combinación de agentes iónicos y
no iónicos y diferentes masa molares. Las mezclas
propuestas en el diseño de experimentos, el HLB y peso
molecular resultante de las mismas se muestran en las
tablas 3 y 4.
Tabla 3. Mezclas de surfactantes realizadas
Mezcla Surfactantes
1 Span 80 - SLES
2 Tween 20 - SLES
3 Tween 20 - Span 80
4 Tween 80 - Span 80 - SLES
Tabla 4. Propiedades de las mezclas de surfactantes
preparadas
Mezcla HLB Masa molar promedio
(g/mol)
1 22,15 333,09
2 28,35 445,83
3 10,50 635,38
4 20,58 443,28
Los datos de la tabla 4 muestran que al realizar las
mezclas de surfactantes propuestas, se alcanzan valores
de HLB intermedios que permitirán evaluar mejor el
efecto de esta propiedad, al igual que su interacción con
el peso molecular y el carácter iónico de las moléculas,
los valores presentados del HLB y de la masa molar en
esta tabla se obtienen como se muestra en las
ecuaciones 1 y 2.
HLBmezcla =%A ∗ (HLBA − HLBB)
100+ HLBB Eq. 1
PM̅̅ ̅̅mezcla = ∑ yi ∗ MWi
i ∈ mezcla
Eq. 2
Donde el término %A corresponde a la fracción
%v / %v de surfactante adicionado en la mezcla y en la
segunda ecuación, yi corresponde a la fracción másica
de cada surfactante en la mezcla y MWi al peso
molecular del mismo.
2.2 Métodos.
2.2.1 Caracterización del Crudo
- Densidad. La densidad de los crudos pesados se
determinó con el fin de conocer éste parámetro para las
dos fases que conforman las emulsiones que se
analizaron. La fase continua en estas emulsiones es el
petróleo. Para los dos crudos que se tuvieron en cuenta
se determinó su densidad por medio de la técnica
hidrométrica planteada en el método ASTM, 2012b.
Esta propiedad se encontró mediante un picnómetro de
Bingham producido por la compañía Thermo Fisher
Scientfic®, el cual es utilizado para líquidos altamente
viscosos como los crudos empleados.
Por otro lado, la densidad de la solución de NaCl 1M en
agua que se utilizó como fase dispersa en la preparación
de las emulsiones es de 1.09 g/mL y se determinó con
un picnómetro de vidrio de 5 mL.
- pH. Otra propiedad de vital importancia que se
determinó para los crudos utilizados fue su carácter
básico o ácido. Su determinación es importante debido
a que el crudo puede tener composiciones diferentes de
ácidos grasos naturales o ácidos nafténicos, los cuales,
además de afectar el pH, actúan como estabilizantes de
las emulsiones con agua como fase dispersa [7]. Por
esta razón, se puede relacionar la acidez o basicidad de
los crudos con lo estable que resulten las emulsiones
preparadas. De allí la importancia de encontrar el pH de
los crudos, siendo un indicio de la cantidad de ácidos
estabilizantes presentes.
El procedimiento llevado a cabo con este fin fue el
indicado en la norma ASTM D974. En ésta se
encuentran las condiciones necesarias para esta
determinación al igual que el detalle de la titulación que
se realizó. Debido a complicaciones experimentales en
la determinación de la acidez de los crudos al seguir lo
establecido en la norma mencionada, se realizaron
algunas modificaciones.
En primera instancia, el indicador fue cambiado por
negro de eriocromo ya que éste resulta más adecuado
que el naranja de metilo (propuesto en el procedimiento
de la ASTM D974) para determinar el punto en el cual
se debe finalizar la titulación ya que se observa de una
manera más clara el punto de viraje. En segundo lugar,
se ejecutó este proceso al mismo tiempo que se
realizaba la medición del pH de la solución. Esto se
realizó con el pH-metro SevenMulti de Mettler Toledo,
y permitió tener los valores exactos del pH en cada
momento del procedimiento.
- Porcentaje de agua y sedimentos. Para el análisis de
emulsiones de agua en crudo, se debe determinar
inicialmente el porcentaje de humedad y la presencia de
solidos finos o sedimentos dispersos en el petróleo. Para
esto, se realiza un procedimiento de determinación de
agua y sedimentos (BSW) en el petróleo por medio del
proceso de centrifugación. En este caso, se sigue la
metodología establecida por la norma ASTM D4007.
5
Este método es altamente usado en la industria, pues a
través de la determinación de contenidos de agua y
sedimentos es posible medir con precisión los
volúmenes reales netos de petróleo separado, que
posteriormente es comercializado y transformado [8].
El procedimiento consta de una dilución de las muestras
en tolueno en una proporción de 50/50 v/v. Se toma
como base, un volumen total de 10 mL el cual
corresponde al volumen de los tubos de ensayo de la
centrifuga. A la mezcla, se le adicionan 0.2 mL de
solución demulsificante para asegurar que el agua que
se separa corresponda tanto a agua libre como en
emulsión.
Después de mezclar muy bien las fases y someter el
sistema a un baño termostatado a 60 °C, se ubican los
tubos en las copas opuestas de la centrífuga para causar
la separación de las fases. Esto se logra debido a la
rotación de los tubos de ensayo a 3500 rpm por 10
minutos, permitiendo que la fase más densa se precipite
y la más liviana quede en la parte superior. Para
asegurar que los resultados sean confiables, se realizan
4 réplicas por cada crudo a las mismas condiciones.
La tabla 5 muestra los resultados para los distintitos
tipos de crudo, se observa que el que presenta más
humedad es el crudo de 10° API.
Tabla 5. Porcentaje de agua y sedimentos
Tipo de crudo
(°API)
Vol. total
(mL)
Vol. agua
(mL) %(v/v)
12 12 1.15 10.0%
10 10 1.2 12.0%
- Análisis composicional SARA. Para poder estudiar los
fenómenos interfaciales entre el crudo y el agua, es de
gran interés conocer la composición del crudo. Sin
embargo, debido su compleja constitución, no es
posible caracterizarlos en función de la totalidad de sus
componentes. Por lo cual se hace necesario realizar un
análisis por medio de agrupaciones de compuestos
químicos relevantes que describan las características
principales del crudo. El análisis SARA separa el crudo
en cuatro grupos principales, basados en diferencias en
la polaridad y solubilidad: saturados, aromáticos,
resinas y asfaltenos [5]. Existen múltiples protocolos,
para medir la concentración de estos compuestos. Entre
los principales se encuentran, tratamiento con ácidos
fuertes, precipitación con disolventes, entre otros.
Para el presente caso, se utiliza el procedimiento
planteado por Aske, Kallevik, Sjoblom [11], el cual
consiste en separar estos hidrocarburos por medio de
sus diferencias en solubilidad, polaridad y peso, usando
una columna de cromatografía de líquidos de alta
resolución (HPLC). El equipo consta de un sistema
multi-solvente, detectores UV e IR, un refractómetro
diferencial, válvulas de inyección automática y un
arreglo de dos columnas en serie empacadas de NH2 [5].
El análisis por cromatografía da información específica
de la composición del crudo en cuanto a saturados,
aromáticos y resinas. Para conocer la proporción de
asfaltenos, se debe pre acondicionar el crudo por medio
de una dilución con hexano, mezclando 120 mL de este
compuesto con 3 g de crudo. Este solvente, agrega las
partículas sólidas de asfáltenos y las precipita en su
totalidad en un tiempo de 24 horas. Para cuantificar este
compuesto, se pesa la torta solida obtenida de filtrar al
vacío la solución precipitada por medio de un filtro de
0,4 µm. El líquido remanente, es el compuesto que se
utiliza para analizar los otros compuestos. Para esto se
concentra en una unidad de rotovapor BUCHI modelo
R-114 a 25 mL. Las condiciones a las que se lleva a
cabo este proceso es a 30°C en aproximadamente 10
minutos.
El sistema HPLC, requiere de una curva de calibración,
la cual se debe realizar con compuestos que cumplan
con las características requeridas. Para el caso del
análisis SARA, se utilizan compuestos aromáticos,
saturados y resinas. Como compuesto aromático se
tiene el 1,3 Diisopropilbenzeno; Para el caso de la
resina, se utilizó 1-metilnaftaleno; como saturados se
tomaron tres compuestos referencia, tetradecano,
octadecano y pentadecano.
En primer lugar, se corren las muestras en un rango de
longitudes de onda para encontrar los picos en los
cuales los compuestos se absorben y se puede medir la
concentración. Una vez conocidos los valores de
longitudes de onda correspondientes a cada tipo de
compuesto, se construye la curva de calibración de
absorbancia en función de la concentración. Para esto se
preparan soluciones de 1% 1.5% y 2% de los
compuestos base y se corren en el cromatógrafo de
líquidos.
Los aromáticos y las resinas se caracterizan por medio
de un detector UV, en longitudes de onda de alrededor
de 254 nm. Por su parte, los saturados, por sus
propiedades químicas no se detectan por medio de luz
ultravioleta, sino que se deben caracterizar por medio
de un detector Infra Rojo (IR). Finalmente, se procede a
inyectar los crudos a estudiar y se realiza la lectura de la
absorbancia respecto a la curva anteriormente
planteada, en los detectores correspondientes.
6
En la tabla 6 se muestran los resultados del
procedimiento para los crudos de 10° API y 12° API. El
análisis composicional SARA, supone que la presencia
de otros compuestos es casi nula, por lo cual la base
para los 4 componentes es 100%.
Tabla 6. Porcentajes resultantes del análisis SARA
SARA 10 °API 12°API
Asfaltenos 15,00% 8,33%
Resinas 23,94% 22,35%
Aromáticos 38,90% 38,10%
Saturados 22,16% 31,22%
- Viscosidad. Con el fin de determinar la viscosidad de
los crudos a analizar, se realizó la medición de esta
propiedad con el viscosímetro DV-E de la compañía
BrookfieldTM a una temperatura de 25°C y con una
velocidad de deformación de 1 rad/s. Esto con el
objetivo de conocer la viscosidad de la fase continua a
la temperatura a la cual se realizarán las mediciones
para el análisis de los fenómenos interfaciales y de los
procesos de demulsificación.
Esta propiedad es importante debido a que influirá en la
velocidad de difusión que tenga el surfactante tras ser
agregado en la emulsión y, por lo tanto, en el tiempo
que requerirá para llegar a la interface y generar la
desestabilización. La viscosidad de los dos crudos
trabajados se muestra a continuación.
Tabla 7. Viscosidad de los crudos a 25°C y una
velocidad de deformación de 1 rad/s.
Crudo Viscosidad [Pa∙s]
10° API 276.9
12° API 113.1
2.2.2 Preparación de sistemas de estudio
- Diluciones. Para poder llevar a cabo el análisis de
tensión interfacial, se requiere de la formación de una
gota de crudo que se desestabiliza dada la adición de
surfactantes. Sin embargo, el proceso mediante el cual,
la aguja del tensiómetro recoge la muestra de petróleo
genera una serie de problemas con los crudos
empleados. Para poder sacar la muestra, la aguja del
tensiómetro absorbe al vacío una pequeña alícuota del
crudo.
Debido al diámetro interno de la aguja, no se genera
flujo a través de ella para crudos con una densidad
mayor a 15 °API. Para esto, se plantea una serie de
diluciones que permitan disminuir la densidad y
viscosidad, facilitando las mediciones con el
tensiómetro. Las diluciones se llevan a cabo con
gasolina, que por su composición nafténica y la mezcla
de hidrocarburos que en ella se presenta, no afectan en
gran medida las características del crudo. Una vez
mezclados los compuestos se procede a homogenizar la
dilución. Para esto, se debe agitar a 3700 rpm en el
equipo Dispermat con un agitador de geometría dentada
durante 8 minutos. En el presente estudio, se platea una
dilución para el crudo de 10 °API y otra para el crudo
de 12 °API. La tabla 8 muestra las diluciones
realizadas:
Tabla 8. Propiedades de las diluciones preparadas
Dilución Densidad
(g/mL)
Gravedad
(°API)
Crudo 10 °API 60% v/v 0.94 19
Crudo 12 °API 85% v/v 0.93 20
Estas diluciones garantizan que se pueda llevar a cabo
el diseño de experimentos para los dos crudos
planteados, disminuyendo su densidad y haciendo
posible la adquisición de información con respecto al
comportamiento de la tensión interfacial del crudo y el
agua.
- Preparación de emulsiones. Las emulsiones que se
analizaron en este trabajo fueron preparadas con una
concentración del 30% de solución salina en crudo,
debido a que a este valor se logra una mejor
emulsificación y de igual forma, se facilita el estudio de
los posteriores procesos de separación [8].
En primer lugar, el crudo se llevó a una temperatura de
65°C con el objetivo de facilitar la dispersión de la
solución salina en éste, la cual se mantuvo constante
durante todo el proceso de preparación de la emulsión.
El petróleo, contenido en un beaker de 250 mL se
mezcló con un instrumento de la marca MICCRA® a
una velocidad de 11600 rpm. La geometría utilizada
para lograr que la emulsión se estabilizara fue un rotor
estator, el cual consiste de una parte que rota a la
velocidad mencionada y un cilindro exterior con la
parte inferior dentada que se mantiene inmóvil.
El agua se fue adicionando con una bomba peristáltica,
la cual garantiza que se agregue un flujo constante en el
sistema, este flujo fue de 8 mL de agua por minuto.
Tras haberse adicionado el volumen correspondiente de
agua para cada una de las emulsiones preparadas se
mantuvo la agitación constante por 10 minutos más para
garantizar la estabilización de la emulsión resultante. El
montaje realizado para este procedimiento se muestra
en la figura 1.
7
Figura 1. Montaje para la preparación de emulsiones de agua en crudo: a) Bomba peristáltica con flujo de 8 mL/min, b)
Beaker con solución acuosa de NaCl 1M, c) Beaker contenedor del crudo, d) Motor del homogeneizador MICCRA®,
rotación a 11600 rpm e) Agitador, geometría rotor-estator, f) Plancha de calentamiento a 65°C, g) Soporte elevado para el
homogeneizador
2.2.3 Métodos de análisis del efecto de
agentes surfactantes
- Determinación de la tensión interfacial. El efecto de
los agentes surfactantes en los mecanismos de
desestabilización de emulsiones de agua en crudo se
estudió, en primera medida, mediante la determinación
del comportamiento de la tensión interfacial entre estas
dos fases en un periodo de tiempo. Esto se realizó
empleando un tensiómetro óptico Theta de la división
de tensiómetros Attension de la compañía Biolin
ScientificTM, equipo especializado para el estudio de la
dinámica interfacial.
Se utilizó un capilar de gancho o aguja invertida,
mediante la cual se tomó un pequeño volumen de crudo
con surfactante ya adicionado en la concentración
deseada. El capilar, inmerso en la solución salina
utilizada como fase dispersa, genera una gota del crudo
cuyo volumen empieza a aumentar hasta separarse de la
aguja. El cálculo de la tensión interfacial se realiza
tomando los valores del volumen de la gota en
diferentes instantes de tiempo y aplicando la ecuación
de Young-Laplace [9]. Esta medición se realizó durante
100 segundos para cada una de las muestras analizadas.
Al conocer el comportamiento de la tensión interfacial
entre las fases de las emulsiones estudiadas será posible
establecer las propiedades de los surfactantes que
generan ciertas tendencias en esta variable que resulta
fundamental en el análisis de la demulsificación. Esto
debido a que las disminuciones de la tensión entre el
agua y el crudo son causadas por la difusión del
surfactante hasta la interface, causando el
desplazamiento de los estabilizantes naturales propios
del crudo.
Este fenómeno estará determinado por las propiedades
del tensoactivo. Si se tiene un surfactante con un peso
molecular muy elevado, se espera que su adsorción en
la interface se dé en un tiempo mayor a la de uno con
una masa molar menor. Propiedades como el HLB y la
estructura de la molécula también tendrán sus propios
efectos sobre la velocidad con la cual los tensoactivos
puedan generar la disminución de la tensión interfacial
[10].
Por lo anterior, esta medición se realizó para todos los
surfactantes puros utilizados y las diferentes mezclas
propuestas entre ellos. De esta manera, se logra evaluar
la influencia de cada una de las propiedades de interés
(junto con sus interacciones) en el comportamiento de
la tensión interfacial.
De igual forma, se utilizaron diferentes concentraciones
de surfactante ya que, además de ser un factor
determinante para los resultados de esta medición, se
espera poder determinar si a mayor concentración se
genera una disminución en la tensión interfacial de
manera proporcional. O si por el contrario, a ciertas
concentraciones no es posible causar una disminución
mayor y a partir de este valor se obtiene un resultado
diferente al deseado (una tensión interfacial constante o
creciente inclusive). Las concentraciones de surfactante
que se analizaron fueron: 300 ppm, 500 ppm, 700 ppm
y 800 ppm.
Estas concentraciones se eligieron teniendo en cuenta
que la efectividad en la disminución de la tensión
8
interfacial causada por cada uno de los surfactantes
varía con respecto a su concentración en el crudo. Esta
variación se da de la siguiente manera: A partir de una
concentración de 300 ppm, un aumento en esta variable
implica una mayor diminución de la tensión interfacial
debido a que se tienen más moléculas de tensoactivo
artificial, que compiten con los naturales, causando una
desestabilización mayor. Sin embargo, al alcanzar
concentraciones más elevadas, el surfactante no genera
una disminución en la tensión interfacial; al contrario,
causa que ésta aumente o se mantenga constante [18].
Por este motivo y con el fin de encontrar la
concentración a la cual estos agentes dejan de causar
una disminución en la tensión interfacial, se evalúa el
efecto de los mismos a 700 ppm y 800 ppm.
Adicionalmente, es importante mencionar que estas
mediciones se realizaron también en 2 diluciones de
crudo diferentes, según se muestra en la tabla 8. Las
concentraciones de gasolina adicionada al crudo se
determinaron con el objetivo de evaluar el
comportamiento de la tensión interfacial en crudos con
densidades diferentes. Las concentraciones utilizadas
fueron: crudo de 10° API al 60% y crudo de 12° API al
85%.
Finalmente, se agregó el surfactante o la mezcla de los
mismos a la dilución preparada, se agitó durante 30
segundos y se dispuso esta mezcla en el tensiómetro
para la toma de los datos.
- Análisis de estabilidad - Turbiscan Lab® Master.
Finalmente, se realizó un análisis de la demulsificación
de emulsiones de agua en crudo con un 30% de fase
dispersa tras agregar los agentes surfactantes en una
concentración de 700 ppm, la cual resultó en una mayor
disminución de la tensión interfacial con respecto a las
demás concentraciones evaluadas.
Esto se llevó a cabo con el fin de corroborar si la
hipótesis planteada sobre la demulsificación, tras el
análisis de los datos del comportamiento de la tensión
interfacial, resulta acertada.
Para esto, se utilizó el equipo Turbiscan Lab® Master
de la empresa FormulactionTM. Inicialmente, se llenó la
celda de medición con el volumen necesario de la
emulsión (20 mL) con el surfactante recién agregado,
en la concentración mencionada anteriormente. El
equipo permite analizar la desestabilización de la
emulsión midiendo los perfiles de transmitancia (𝑇) y
la retrodispersión (𝐵𝑆), realizando una medición de
éstas variables a una longitud de onda de 880 nm (rayo
de luz infrarrojo) cada 30 segundos durante 40 minutos.
[24]
El detector de transmitancia del equipo detecta el haz de
luz que pasa a través de la muestra, cuando éste tiene un
ángulo de incidencia de 0°. Por su parte el detector de
retrodispersión recibe la señal de la luz dispersa de
vuelta por la muestra, cuando el haz de luz tiene una
incidencia de 135°. El principio de estas mediciones es
la variación de la fracción del volumen de la fase
dispersa (migración) o tamaño promedio (coalescencia),
lo cual resulta en las variaciones que se muestran
finalmente en los perfiles del 𝐵𝑆 [24]. Además de estos
perfiles, se recurrirá al índice 𝑇𝑆𝐼 (Turbiscan Stability
Index) para comparar la eficiencia de la
demulsificación, ya que este índice representa de
manera resumida la desestabilización de la emulsión,
adquiriendo valores mayores al aumentar el grado de
separación que se logre tras este proceso. De allí que los
resultados que arroja el equipo puedan ser utilizados
como indicios de la forma en la cual se desestabiliza
una emulsión y las diferentes etapas en las cuales ésta
se lleva a cabo.
3. RESULTADOS Y ANÁLISIS
En primera instancia, se realizaron mediciones para
establecer el comportamiento de la tensión interfacial
tras agregar los surfactantes y mezclas de surfactantes
en las concentraciones y tipos de crudo que se plantean
en el diseño de experimentos. Los resultados
encontrados se muestran a continuación:
9
a) b)
c) d)
Figura 2. Comportamiento de la tensión interfacial para el crudo de 10 °API. a) Concentración de 300 ppm, b)
concentración de 500 ppm, c) concentración de 700 ppm, d) concentración de 800 ppm.1. Tween 20, 2. Tween 80, 3. Span
20, 4. Span 80, 5. SLES, 6. Mezcla SLES y Span 80, 7. Mezcla SLES y Tween 20, 8. Mezcla Tween 80 y Span 80, 9.
Mezcla SLES, Span 80 y Tween 80, 10. Control negativo.
a) b)
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
5
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10
c) d)
Figura 3. Comportamiento de la tensión interfacial para el crudo de 12 °API. a) Concentración de 300 ppm, b)
concentración de 500 ppm, c) concentración de 700 ppm, d) concentración de 800 ppm. 1. Tween 20, 2. Tween 80, 3.
Span 20, 4. Span 80, 5. SLES, 6. Mezcla SLES y Span 80, 7. Mezcla SLES y Tween 20, 8. Mezcla Tween 80 y Span 80,
9. Mezcla SLES, Span 80 y Tween 80, 10. Control negativo.
Las gráficas obtenidas, tras el análisis en el tensiómetro,
muestran que en la mayor parte de los casos la tensión
interfacial entre el crudo y el agua empieza a disminuir
con el avance del tiempo. Al haber obtenido estos
valores, es necesario establecer las variables de
respuesta que se utilizarán para realizar el análisis
estadístico, el cual permitirá concluir sobre la
significancia de los factores evaluados en el diseño de
experimentos llevado a cabo.
En primer lugar, es importante tener en cuenta el punto
final al cual llega la tensión interfacial tras los 100
segundos de su medición. El valor que alcance la
tensión interfacial tras este tiempo resulta de vital
importancia para el presente análisis debido a que
establece la capacidad que tiene el surfactante
adicionado para desestabilizar la emulsión en un tiempo
determinado, y permitirá comparar su efecto en la
disminución de esta tensión con respecto a los demás
agentes.
El análisis de los resultados encontrados con respecto a
esta variable y los factores que resultaron significativos
con respecto a la misma se realiza a continuación.
3.1 Valor final de la tensión interfacial.
Para cada una de las combinaciones de factores en sus
diferentes niveles, se encontró un valor final para la
tensión interfacial pasados 100 segundos de la medición
de esta variable.
Para el análisis de esta variable se realizó un diseño
factorial completo con tres factores (tipo de crudo,
surfactante adicionado y concentración del mismo).
Llevar a cabo este análisis estadístico permitió
identificar los factores que resultan significativos con
respecto a esta variable.
Para confirmar la confiabilidad de los resultados del
diseño factorial se probaron los supuestos de
homoscedasticidad, normalidad y aleatoriedad en los
residuos y, debido a que se tienen dos variables de
respuesta, multicolinealidad.
La figura 4 muestra la relación entre de los residuos con
respecto al valor ajustado, se puede observar que no hay
relación con respecto a estas dos variables lo cual
permite confirmar que se tiene una varianza constante
con respecto a las observaciones.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
5
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0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
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Tiempo [S]
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
Figura 4. Gráfica de los residuos en función del valor
ajustado de la variable correspondiente al valor final de
la tensión interfacial.
De igual forma, se llevó a cabo la prueba de Anderson-
Darling, la cual permitió confirmar la distribución
normal de los residuos, se obtuvo un estadístico
𝐴𝐷 = 0.231 y un p-value de 0.796 lo cual permite
reafirmar su carácter de variable aleatoria distribuida
alrededor de cero.
Finalmente se realizaron pruebas de multicolinealidad
que permitieron concluir que las variables
independientes no tienen relaciones de dependencia.
Estas pruebas y sus resultados garantizan que los
resultados del diseño factorial son confiables al igual
que las conclusiones provenientes de los mismos.
Las gráficas de efectos principales correspondiente a los
diferentes niveles de los factores tenidos en cuenta se
muestran en la figura 5.
Figura 5. Gráficas de efectos factoriales
correspondientes a la variable de valor final de la
tensión interfacial (𝑃𝐹).
Uno de los fenómenos más importantes para el análisis
de este tipo de sistemas, es la interacción existente entre
los agentes surfactantes y las propiedades químicas de
cada tipo de crudo. Los resultados de la prueba
estadística, indican que hay suficiente evidencia para
afirmar que el tipo de crudo tiene un efecto significativo
en la disminución del valor de la tensión interfacial en
el punto final. La figura 6, muestra que el Crudo de 12
°API presenta un valor promedio de tensión interfacial
menor que el que se obtuvo para el crudo de 10°API.
Figura 6. Efecto de la variable Petróleo sobre la tensión
interfacial.
Por lo tanto, se evidencia el efecto estabilizador de los
agentes emulsificantes naturales presentes en este tipo
de sistemas. De este modo, se establece que la presencia
de asfáltenos y resinas genera una mayor tensión
interfacial en los sistemas de crudo en agua. En este
caso, el crudo de 10 °API posee un mayor porcentaje de
surfactantes naturales. Por lo cual, las especies químicas
adicionadas no pueden debilitar las barreras físicas y
electrostáticas presentes de la misma forma como lo
puede hacer con el crudo de 12 °API.
Por otro lado, conociendo los efectos estabilizantes de
los asfáltenos presentes en los diferentes crudos, se hace
fundamental evaluar la dosificación o la concentración
a la cual se logra obtener mejores resultados para
desestabilizar este tipo de emulsiones. Lo que se desea
evaluar, es el efecto de la concentración de los
surfactantes comerciales que son absorbidos por la
interface de tal forma que mejore el desplazamiento de
los asfáltenos y resinas que estabilizan la emulsión. La
figura 6 muestra como varía la tensión interfacial a
través del tiempo para distintas concentración del
surfactante Tween 20 sobre el crudo de 12 °API.
12
Figura 7. Comportamiento de la tensión interfacial al
agregar Tween 20 en el crudo de 12 °API.
De acuerdo a los resultados de expuestos en la figura 7,
se puede evidenciar que a medida que se aumenta la
concentración hasta llegar a 700 ppm, la tensión
interfacial final disminuye rápidamente a valores de
casi 9 mN/m. Esta tendencia es la esperada pues un
aumento en la concentración de los surfactantes,
presenta una mayor dinámica interfacial, tomando el
lugar de los agentes naturales y finalmente
desestabilizar mejor la emulsión. Sin embargo, a
concentraciones mayores a 700 ppm, los grupos
funcionales penetran la interfaz y situándose alrededor
de la gota estabilizándola. En este caso, para una
concentración de 800 ppm la variable respuesta toma
valores de alrededor de 27.84 mN/m. Lo anterior
concuerda con la investigación de N. Hayati, et. al [18]
en la cual se llega a conclusión que para los sistemas de
emulsiones de agua en crudo pesado, la dosificación de
surfactante debe ser menor a 700 ppm para ver un
efecto significativo en la desestabilización de la
emulsión.
Del mismo modo, y en general para todos los
surfactantes se evidencia en la figura 8 que
estadísticamente los valores de tensión interfacial final
media son significativamente menores a una
concentración de 700 ppm. Así mismo, a 800 ppm, se
evidencia el pico máximo del valor de la variable
respuesta.
Figura 8. Efecto de la variable concentración sobre la
tensión interfacial
Teniendo en cuenta lo anterior, resulta de gran
importancia realizar el análisis de la tensión interfacial
para diferentes surfactantes comerciales. Esto, con el fin
de relacionar y concluir cuales son las características
más importantes que afectan los procesos de
demulsificación. De este modo, se analizan los 5 tipos
de surfactantes comerciales y las combinaciones
anteriormente propuestas, a las diferentes
concentraciones.
Dados los resultados observados en la figura 3c), se
evidencia una diferencia significativa en el valor de la
tensión interfacial final para los distintos surfactantes.
En primer lugar, se observa que la mayoría presenta una
disminución continua de la tensión interracial con el
avance del tiempo, algunos presenta una mayor
velocidad que otros, pero la mayoría logra disminuir
este valor por debajo de 35 mN/m.
En la figura 3c) se puede apreciar que el surfactante que
menos contribuye a la disminución de la tensión
interfacial es el lauril sulfato de sodio. Esto se debe
principalmente al carácter altamente iónico de este
compuesto, el cual actúa como un estabilizante pues al
adicionarlo al crudo se presentan fuerzas de atracción
entre cargas opuestas presentes en compuestos naturales
como los saturados o aromáticos [12].
Además, los asfaltenos, que son estructuras complejas
formadas por una variedad de compuestos aromáticos
policíclicos, son atraídos por fuerzas electrostáticas que
generan agrupaciones y estabilizan las gotas en el
crudo. De este modo, la unión de estas fuerzas
electroestáticas puede llegar a estabilizar las emulsiones
generando un aumento en la tensión interfacial [11].
Sin embargo, esto no indica que todos los surfactantes
iónicos empeoren los procesos de demulsificación de
sistemas de agua/crudo. Estudios teóricos por medio de
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
5
10
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Tiempo [S]
Tensió
n I
nte
rfacia
l [m
N/m
]
300 ppm 500 ppm 700 ppm 800 ppm
13
la teoría funcional de la densidad (DFT) sugirieron que
un aumento en la suavidad y electronegatividad de
surfactantes aniónicos está correlacionado con una
menor eficacia como demulsificantes [13]. En otras
palabras, el lauril sulfato de sodio genera un aumento en
la tensión interfacial al ser adsorbido entre las
moléculas de fase dispersa y fase continua debido a su
carácter anicónico [14].
Por otro lado, estudios han demostrado que la presencia
de más partes hidrófilas en las moléculas de los
demulsificantes causa más separación de agua del aceite
y tiene un gran efecto debido al valor de HLB que
alcanzan compuestos con estas características [15].
Adicionalmente, se ha encontrado que los tensoactivos
no iónicos tienen un buen efecto en la demulsificación
de sistemas agua crudo, ya que no dejan ningún ion que
acompaña las especies iónicas manteniendo la
neutralidad eléctrica en los productos [18]. Por esta
razón, los dos surfactantes que disminuyen en mayor
medida la tensión interfacial son: Tween 20, Tween 80.
Estos compuestos tienen partes hidrófilas apropiadas
debido a sus grupos etoxilados, presentan también un
elevado peso molecular y son compuestos no iónicos,
poseen un valor elevado del balance hidrofílico-
lipofílico al igual que estructuras de cadena largas de
carbono. Sin embargo, como se ha mencionado
anteriormente, el Tween 20, que presenta una mayor
HLB, es el surfactante que genera los efectos más
significativos en el comportamiento de la tensión
interfacial.
Por su parte, los surfactantes de la familia de ésteres de
sorbitano no presentan un buen desempeño en cuanto a
disminución de tensión interfacial. Esto se debe a que
no presentan un HLB elevado y por lo tanto están
atraídas hacia la interface crudo-agua en menor medida
con respecto a los surfactantes de la familia de ésteres
de sorbitano polietoxilados.
Las interacciones planteadas no resultan en una mayor
disminución de la tensión interfacial en el modelo
planteado pues al combinar los surfactantes no iónicos
con los iónicos, estos últimos estabilizan las gotas de la
fase dispersa. La mezcla de los surfactantes no iónicos,
por su parte, genera una respuesta intermedia pero no
tiene un impacto representativo sobre la tensión
interfacial con respecto al generado por surfactantes
puros con un HLB superior.
Así mismo, la figura 9 muestra que, para todas las
concentraciones, el promedio de tensión interfacial final
es menor para las pruebas correspondientes al Tween
20. Alternativamente, el lauril sulfato de sodio presenta
una media de tensión interfacial mucho mayor a la
alcanzada por el resto de surfactantes.
Figura 9. Efecto de la variable Surfactante sobre la
tensión interfacial
Finalmente, se evaluó el efecto de las interacciones
dobles entre los pares factores y su incidencia sobre la
variable respuesta. La figura A.2 muestra los resultados
de los efectos de las interacciones entre: Tipo de crudo-
Tipo de surfactante; Tipo de crudo- Concentración;
Tipo de Surfactante- Concentración. En la figura 10 se
puede evidenciar, que el efecto mayor se encuentra en
la interacción de los Tipos de Surfactante y la
concentración.
Figura 10. Efecto de la interacción Surfactante +
Concentración sobre la tensión interfacial
De esta forma, se puede determinar que el surfactante
SLES a una concentración de 800 ppm, presenta una
mayor tensión interfacial. Así mismo, la menor se
obtiene con Tween 20 a 700 ppm. En cuanto a las
demás interacciones en los diferentes niveles de los
factores, se encontró que su efecto en la variable de
respuesta varía entre estos dos extremos de acuerdo a
los valores alcanzados de propiedades tales como el
14
HLB, el carácter iónico de las moléculas y su peso
molecular promedio.
3.2 Tiempo de estabilización de la tensión interfacial
Además del valor final que adquiere la tensión
interfacial dada la desestabilización causada por los
surfactantes adicionados, se tuvo en cuenta el tiempo
que le tomó a esta variable estabilizarse desde el inicio
de la medición de la misma.
Este tiempo de estabilización se encontró realizando
una línea de regresión de segundo orden para los datos
experimentales de la tensión interfacial, posteriormente
se obtuvo la derivada de la función obtenida. Ésta se
evaluó en cada uno de los intervalos de tiempo con lo
cual se determinó el instante en el cual la pendiente de
la gráfica fue menor al 20% de la pendiente
correspondiente al primer instante de tiempo.
Se aplicó este criterio debido a que cuando la pendiente
alcanzaba valores menores al 20% de la pendiente
inicial, los cambios en la tensión interfacial no
superaban el 10% del valor promedio de la misma en el
tiempo de medición, lo cual se considera suficiente para
afirmar que esta variable ha alcanzado un estado de
estabilidad.
Para esta variable se aplicó de igual manera un diseño
factorial, con el fin de establecer los factores que
resultan determinantes e influyen significativamente el
valor de la misma.
Al igual que para el análisis estadístico aplicado
anteriormente, se llevaron a cabo pruebas de
homoscedasticidad, normalidad y aleatoriedad en los
residuos. Las pruebas permitieron afirmar que se
cumple con el supuesto de homoscedasticidad como se
evidencia en la figura 11, al no haber tendencia alguna
en la distribución de los residuos con respecto al valor
ajustado de la variable.
Figura 11. Gráfica de los residuos en función del valor
ajustado de la variable correspondiente al tiempo de
estabilización de la tensión interfacial (𝑃𝑁𝑉) .
De igual forma, la prueba de Anderson-Darling para los
residuos arrojó un estadístico 𝐴𝐷 = 0.244 con un
pvalue de 0.755 por lo tanto, es posible confirmar el
comportamiento normal de los residuos con una media
de 0, aspecto estadístico vital a la hora de realizar
conclusiones derivadas de los resultados del diseño
factorial.
Al igual que el valor final alcanzado por la tensión
interfacial, resulta de gran importancia analizar el
tiempo que le toma a esta variable estabilizarse debido a
que éste es un aspecto primordial al estudiar la
eficiencia de la demulsificación. Es posible que cierto
agente surfactante logre disminuir la tensión interfacial
en un mayor grado que otro, pero si éste requiere de un
tiempo muy elevado para lograrlo, no se puede afirmar
que es el más eficaz. Lo que se desea a la hora de
desestabilizar emulsiones de este tipo es que se llegue a
un valor menor de tensión interfacial en el menor
tiempo posible, buscando un balance entre estas dos
variables.
Este análisis estadístico realizado sobre el tiempo
necesario para la estabilización de la tensión interfacial,
determinó que el único factor significativo es el
surfactante adicionado. Las gráficas de los efectos
factoriales mostradas en la figura 12 permiten observar
los diferentes tiempos promedio que se tarda en
estabilizar la tensión interfacial entre cada uno de los
niveles evaluados.
15
Figura 12. Gráficas de efectos factoriales
correspondientes a la variable de tiempo de
estabilización de la tensión interfacial (𝑃𝑁𝑉).
El análisis de los resultados obtenidos para esta variable
se realizará recurriendo a las tres propiedades
primordiales de los surfactantes que se han venido
utilizando como herramienta para explicar el
comportamiento de las variables de respuesta, a saber,
peso molecular o longitud de la cadena de la molécula,
HLB y carácter iónico.
En primera instancia, la figura 12 permite evidenciar
que sólo se presentan diferencias significativas entre los
valores promedio de tiempo de estabilización de la
tensión interfacial cuando se varían los niveles del
factor surfactante. Se observa que el Tween 20 resultó
ser el surfactante que logró una mayor disminución de
esta variable. A se vez, presenta un menor tiempo de
estabilización con respecto al surfactante Tween 80,
también polietoxilado y con un balance hidrofílico-
lipofílico similar. Este último resultó tener un mayor
tiempo promedio de estabilización de la tensión con
respecto a los demás surfactantes y mezclas de
surfactantes adicionados a los crudos.
De los resultados que se obtuvieron para estos dos
niveles se puede deducir que esta variable de respuesta
no está determinada exclusivamente por el flux de
difusión del surfactante en la fase continua dado un
gradiente de concentración. La ecuación 3 presenta la
ley de Fick de transferencia de masa para el caso de
difusión molecular, donde 𝑗 es el flux de difusión de
masa, 𝐷 es el coeficiente de difusión del líquido A en el
líquido B y 𝜙 es la concentración del soluto.
𝑗 = −𝐷AB𝛁𝝓 Eq. 3
Lo anterior se debe a que, de ser este el caso, la
concentración también hubiese resultado un factor
significativo al igual que el surfactante. Sin embargo, el
hecho de que la concentración en la cual se agregó el
surfactante no genera diferencias estadísticamente
significativas, implica que la fracción de surfactantes
naturales que se encuentra en el petróleo es mucho
mayor con respecto a las concentraciones estudiadas en
el diseño de experimentos. De esta forma, el término
correspondiente al gradiente de concentraciones en la
ecuación de la ley de Fick para transferencia de masa,
no toma valores muy diferentes para cada concentración
tenida en cuenta.
Adicionalmente, se observa que la que presentan los
surfactantes Span 20 y Span 80 es mucho menor que la
que se presenta entre los surfactantes polietoxilados. Lo
anterior se debe a las diferencias entre las longitudes de
las cadenas moleculares de los surfactantes. De este
modo, cuanto más largas son mayor es el efecto en el
tiempo de estabilización.
Esta afirmación resulta de observar que los surfactantes
sin grupos etoxilados tienen menores tiempos de
estabilización a pesar de tener un HLB mucho menor
que el Tween 80. Lo cual permite también darle
preponderancia a ciertos factores sobre los demás,
siendo posible establecer que la propiedad intrínseca al
surfactante que tiene un mayor efecto en el tiempo de
estabilización de la tensión interfacial es la longitud de
su cadena molecular. De este modo, el efecto de esta
propiedad aumenta en una mayor proporción a medida
que se alcanzan grandes longitudes y pesos
moleculares. Como en el caso del Tween 80, el cual
posee una cadena con 58 moléculas de carbono, grupos
etoxilados y un peso molecular de 1310 g/mol.
De esta manera, es necesario analizar cómo las
propiedades del surfactante afectan el coeficiente de
difusión (constante proporcional al flux de difusión de
materia en el sistema) el cual resultará ser más
significativo en el tiempo de estabilización que el
gradiente de concentración según lo anteriormente
explicado.
De acuerdo con la ecuación de Nerst-Einstein, el
coeficiente de difusión de un líquido A en B, está dado
por:
𝐷AB = K ∙ T𝑢A
FA Eq. 4
Donde K es la constante de Boltzmann, T es la
temperatura absoluta y 𝑢A/FA corresponde a la
movilidad de la partícula del líquido A, es decir, la
velocidad en estado estacionario que alcanza la
partícula cuando se somete a la acción de una fuerza
16
[25]. De estos términos, se sabe que K y T se mantienen
constantes. Por lo cual el término que variará según las
características de los surfactantes, será la movilidad de
la partícula del agente tensoactivo difundiéndose en la
emulsión.
En primera instancia se sabe que la velocidad que
adquiera la molécula del surfactante va a estar
restringida por el peso molecular de la misma. Por lo
cual, un aumento en esta propiedad generará que el
término de la movilidad se vea disminuido. Por tanto,
también lo hará la difusión del surfactante en la
emulsión, generando finalmente un menor flux de
materia por difusión molecular causando un mayor
tiempo requerido para la estabilización de la tensión
interfacial.
De la definición del término de movilidad se sabe que
es directamente proporcional a la acción de cierta
fuerza. Esta fuerza aumentará de acuerdo con el HLB
debido a que un alto valor de esta propiedad implica
una mayor afinidad hacia las partículas de la fase
dispersa, relacionándose directamente con el coeficiente
de difusión de manera proporcional.
Por otro lado, según el trabajo de Hayati y Badiei [18],
los compuestos con carácter no iónico, presentan grupos
como enlaces tipo éter o grupos hidroxilos, que
permiten que se solubilicen eficientemente en el agua.
Esto genera una disminución más rápida de la tensión
interfacial, siendo los principales surfactantes usados en
estos procesos de demulsificación.
Es por esta razón que un surfactante no iónico
aumentará el término 𝑢A/FA y uno iónico tendrá el
efecto contrario, terminando de explicar los valores que
toma el tiempo de estabilización de la tensión interfacial
para cada una de las combinaciones de niveles
evaluadas en el diseño de experimentos.
En cuanto a los demás niveles del factor significativo,
se encontró que el surfactante iónico utilizado presenta
el menor tiempo de estabilización de la tensión
interfacial. Según el análisis previo, debido a que
presenta el menor peso molecular de los tensoactivos
empleados y el mayor balance hidrofílico lipofílico.
Sin embargo, se sabe que para el lauril sulfato de sodio
esta variable no resulta de gran importancia debido a
que la disminución de la tensión interfacial que logra es
muy baja e incluso, como se vio anteriormente, a ciertas
concentraciones, genera un aumento en esta variable.
Así pues, no resulta importante el tiempo que requiere
para estabilizar cierto valor de la tensión interfacial si
éste resulta mayor o muy similar al inicial.
Con respecto a las mezclas de surfactantes, se observa
que la de SLES con Tween 20 tiene un tiempo de
estabilización mayor al de la mezcla SLES con Span 80.
A pesar de que el Tween 20 tiene un mayor HLB que el
Span 80, debido a la cadena molecular más corta de este
último, alcanza una difusión mayor que la que genera el
surfactante polietoxilado mezclado en partes iguales
con el surfactante iónico.
Otra comparación que termina de ratificar el análisis
realizado corresponde a los niveles de la mezcla de tres
tipos de surfactantes y la de los surfactantes no iónicos.
Esta última mezcla presenta un valor de la variable de
respuesta mucho mayor que la primera. En este caso, la
mezcla de los tres surfactantes posee un HLB mayor, al
igual que una masa molecular promedio menor en un
30% y finalmente una combinación de surfactante
iónico con surfactantes no iónicos.
La diferencia de 12.3 segundos que se presenta entre los
valores promedio de la variable está determinada por la
notoria diferencia en las propiedades que determinan el
tiempo de estabilización de la tensión interfacial de la
forma que se explicó anteriormente. Al ser posible
comprobar que si se desea minimizar el tiempo en el
cual se alcanza un valor estable para la tensión entre la
fase dispersa y la fase continua de emulsiones de agua
en crudo pesado se debe seleccionar un surfactante con
un HLB elevado y el menor peso molecular posible.
De acuerdo con esto el surfactante que minimiza esta
variable de respuesta para el análisis de los mecanismos
de demulsificación es el Tween 20, seguido por la
mezcla entre SLES, Tween 80 y Span 80. Lo anterior,
sin tener en cuenta el SLES puro ya que, a pesar de
estabilizar el valor de la tensión interfacial en el menor
tiempo, éste agente tensoactivo no logra disminuir su
valor a los niveles deseados.
Así mismo, se encontró que el carácter iónico del
surfactante no resulta determinante para el valor de esta
variable respuesta. Dado que los dos surfactantes que
alcanzan un menor tiempo de estabilización de la
tensión interfacial son el Tween 20 y el lauril sulfato de
sodio, los cuales difieren completamente en cuanto a
esta propiedad se refiere.
Además de los aspectos previamente analizados, se
debe tener en cuenta que la desestabilización de las
emulsiones y, por lo tanto, la variación en la tensión
interfacial, se sigue dando en instantes de tiempo
posteriores a la adsorción del surfactante en la interface
crudo-agua. Por lo cual el análisis sobre el tiempo
necesario para la estabilización de esta variable no se
17
puede restringir al análisis derivado de la primera ley de
Fick para la difusión molecular.
Sin embargo, se observa que esta expresión se cumple y
resulta útil para modelar parcialmente esta variable. De
este modo, a mayores concentraciones se tiene un
menor tiempo de estabilización. Lo cual se debe a que
el cambio en la concentración de un punto a otro, es
decir el gradiente, es menor. De igual forma se
encuentra una relación directa entre las propiedades del
surfactante y el valor del coeficiente de difusión del
mismo en las emulsiones de agua en crudo pesado
La disminución de la tensión interfacial causada por el
surfactante ya adsorbido en la interface agua-crudo
estará dada por el tamaño de la parte hidrofílica de sus
moléculas. Debido a que ésta será la que tomará el lugar
ocupado inicialmente por los surfactantes naturales
presentes en el petróleo. Lo cual está relacionado, una
vez más, con el HLB del tensoactivo. De este modo, se
tiene una razón más para afirmar la gran influencia que
tiene el balance hidrofílico-lipofílico en el tiempo de
estabilización de la tensión interfacial tras adicionar un
agente demulsificante.
Finalmente, es importante mencionar que se encontró
que el factor correspondiente al tipo de crudo no resultó
significativo a la hora de determinar el tiempo de
estabilización de la tensión interfacial.Esto se debe a
que el tipo de petróleo cambia en baja proporción la
difusividad, afectada por la viscosidad del crudo, y la
cantidad de asfaltenos, resinas y demás surfactantes
naturales que deban ser desplazados de la interface con
el fin de desestabilizar la emulsión.
Debido a las diluciones realizadas y a los porcentajes
similares de surfactantes naturales presentes en los dos
crudos, el cambio en las variables previamente
mencionadas no resulta significativo con respecto al
causado al variar de agente tensoactivo.
De esta manera, se puede notar cómo el tiempo de
estabilización de la tensión interfacial se pudo analizar
desde dos perspectivas: la ley de Fick, cuyos términos
se ven influenciados por los diferentes niveles de los
factores estudiados y la capacidad del surfactante para
estabilizar la tensión interfacial tras su adsorción en la
interface.
3.3 Desestabilización generada por los agentes
surfactantes
Una vez comprendidos los efectos de los factores
planteados en el diseño de experimentos, es posible
describir como se dará la desestabilización de una
emulsión de agua en crudo pesado tras agregar
surfactantes con determinadas características.
La validez de las descripciones del proceso de
demulsificación esperado (resultantes del análisis
previo) se confirmó mediante los análisis de
demulsificación realizados en el Turbiscan Lab®
Master. Estos análisis se realizaron para un solo tipo de
crudo a una concentración, éstos corresponden a los
niveles de los factores evaluados para los que se
encontraron un valor menor de la tensión interfacial y
un menor tiempo de estabilización de la misma.
De este modo, se realizaron las pruebas en este equipo
manteniendo constantes la concentración (en el nivel de
700 ppm) y el tipo de crudo (12 °API). Las pruebas se
realizaron variando los niveles del factor surfactante
debido a que lo que se desea es validar las descripciones
derivadas de los análisis realizados sobre los efectos de
las propiedades de los surfactantes en el
comportamiento de la tensión interfacial.
Inicialmente, se toman los resultados encontrados para
el Tween 20. Este surfactante tuvo las mejores medidas
de desempeño en cuanto a eficiencia. Logrando
disminuir la tensión interfacial en un mayor grado que
los demás y estabilizando su valor en un tiempo
considerablemente menor al obtenido con los demás
surfactantes.
Dicho esto, se puede afirmar que la demulsificación de
una emulsión de agua en crudo pesado al 30% tras
adicionar Tween 20, se dará de una manera más
eficiente que la que pueda generar cualquier otro
surfactante.
Es de esperar que el tamaño de las gotas de la fase
dispersa empiece a aumentar en un menor tiempo al
agregar Tween 20 que al adicionar cualquiera de los
demás surfactantes empleados. De esta manera, la
coalescencia de las gotas ocurrirá primero cuando se
adicione este surfactante, generando un menor número
de gotas pero con un mayor tamaño. La coalescencia y
aumento de tamaño de las gotas permitirá la separación
de las fases gracias a la diferencia de densidades entre
las mismas.
Este fenómeno se puede observar mediante el valor del
back-scattering o 𝐵𝑆, el cual debería disminuir al
encontrar menos gotas de fase dispersa en la emulsión.
De igual forma, el indicador 𝑇𝑆𝐼 (Turbiscan Stability
Index) deberá ser mayor para el Tween 20 debido a que
su valor refleja el grado de desestabilización que se está
generando en la emulsión.
18
Por otro lado, para el caso del SLES adicionado al
petróleo de 12 °API en una concentración de 700 ppm
se encontró que el punto final al cual llegaba la tensión
interfacial era de 35.77 mN/m, siendo este valor
superior a la tensión inicial (35 mN/m). Debido a que
este tensoactivo no genera una disminución en la
tensión interfacial no es posible que las gotas de fase
dispersa se agreguen y coalescan. Lo cual impide la
desestabilización de la emulsión y por lo tanto la
separación de las fases por diferencia en las densidades.
En el análisis de demulsificación resultante de esta
combinación de factores, es de esperar que el valor del
𝐵𝑆 se mantenga constante a lo largo del tiempo o
incluso llegue a aumentar, haciendo más estable la
emulsión. Consecuentemente, el valor del TSI
encontrado en este caso debe ser mucho menor al
obtenido tras agregar Tween 20 u otro agente
surfactante que haya logrado disminuir la tensión
interfacial. A continuación se muestran los resultados
del análisis de estabilidad realizado para estos dos
casos:
a)
b)
Figura 13. Indicadores de demulsificación encontrados tras el análisis de estabilidad realizado para el Tween 20. a) Back-
Scattering, b) TSI.
19
a)
b)
Figura 14. Indicadores de demulsificación encontrados tras el análisis de estabilidad realizado para el SLES. a) Back-
Scattering, b) TSI.
En la figura 13a) se observa que el valor
correspondiente al 𝐵𝑆 disminuye con el paso del
tiempo, lo cual indica, en los primeros instantes, el
inicio de la agregación del el sistema. Posteriormente se
puede notar que las gotas continúan aumentando de
tamaño para finalmente sedimentarse.
La figura 13b) muestra la evolución del índice 𝑇𝑆𝐼. Se
puede observar que éste siempre aumenta casi de
manera lineal hasta alcanzar un valor de 8. Esto
concuerda con el comportamiento de la tensión
interfacial que se analizó previamente para el
surfactante mencionado. Los fenómenos que se
observar gracias a los resultados de los análisis de
estabilidad son causados directamente por los
fenómenos interfaciales que tienen lugar en la emulsión,
lo cual permitió determinar cómo se generaría la
demulsificación al agregar determinado agente
surfactante.
Por otro lado, la figura 14a) muestra un
comportamiento constante para el 𝐵𝑆, lo cual indica
que no se está generando ningún tipo de
desestabilización en la emulsión, lo cual se podía
deducir dado que el surfactante adicionado en esta
prueba fue el SLES, el cual no generó disminuciones en
la tensión interfacial.
Así mismo, la figura 14b) indica que el valor del 𝑇𝑆𝐼
alcanzado tras los 40 minutos de análisis fue de 0.8,
valor que resulta diez veces menor al que se alcanzó en
el análisis del proceso de demulsificación generado por
el Tween 20.
Se puede evidenciar finalmente en las figuras
presentadas en el anexo B, que los valores del 𝑇𝑆𝐼 y el
comportamiento del 𝐵𝑆 con el paso del tiempo para los
diferentes surfactantes utilizados, tienen una relación
directa con los efectos de las propiedades de los mismos
en el comportamiento de la tensión interfacial.
20
Al examinar los resultados de las pruebas de análisis de
demulsificación, se observa que las hipótesis planteadas
sobre la manera en la cual ésta se iba a dar resultaron
acertadas, siendo prueba de que los fenómenos
interfaciales determinan la estabilidad de las emulsiones
y sirven como una herramienta que permite vislumbrar
de manera anticipada de qué manera se podrá
desestabilizar una emulsión y si cierto agente
demulsificante resultará útil y efectivo para los fines
deseados.
4. CONCLUSIONES
El porcentaje de surfactantes naturales que presenta
cada tipo de crudo, determina las interacciones en la
interface. De esta forma, a mayor porcentaje de
asfáltenos y resinas mayor será la tensión interfacial y
por consiguiente menor será el porcentaje de separación
de la emulsión de agua en crudo pesado.
Según los resultados, dosificaciones menores a 700
ppm generan una disminución significativa de la
tensión interfacial, pues logran tomar el lugar de los
asfáltenos y resinas desestabilizando las gotas. A
concentraciones mayores los grupos funcionales
penetran la interfaz y se sitúan alrededor de la gota
estabilizándola aún más. Por lo cual, la concentración
ideal de surfactante a adicionar para lograr una mejor
desestabilización de este tipo de emulsiones
corresponde a 700 ppm.
Los tensoactivos no iónicos tienen un buen efecto en la
demulsificación de emulsiones de agua en crudo, ya que
no dejan ningún ion que acompaña las especies iónicas
manteniendo la neutralidad eléctrica en los productos.
La presencia de abundantes partes hidrófilas y alto
HLB, causan mayor separación de agua del aceite. Así
mismo, altos pesos moleculares y la presencia de
grupos hidroxílicos mejoran significativamente su
rendimiento. Por esta razón, entre los compuestos
analizados el mejor surfactante es el Tween 20, pues
presentan las estructuras con mayores pesos
moleculares, características no iónicas y el mejor
balance hidrofílico- lipofílico.
Las mezclas realizadas de surfactantes comerciales no
presentan efectos significativos sobre la variable
respuesta. Esto se debe a que en la totalidad de los casos
estudiados, las propiedades que aumentan la tensión
interfacial como el carácter iónico o bajos valores de
HLB disminuyen la eficiencia de los surfactantes que
mejor se comportan en la interacción con la interface.
Con respecto al tiempo de estabilización de la tensión
interfacial tras agregar un agente demulsificante, se
pudo concluir que su valor sólo se ve afectado de
manera significativa al variar las propiedades de este
agente, mas no su concentración, mientras esta se
mantenga en los rangos evaluados en el presente
trabajo. Un alto HLB y un bajo peso molecular resultan
ser las propiedades deseadas para un surfactante si se
tiene como finalidad estabilizar la tensión interfacial de
una emulsión de agua en crudo pesado en el menor
tiempo posible.
Utilizando las medidas de desempeño evaluadas como
variables de respuesta en los diseños factoriales
llevados a cabo, es posible concluir sobre la eficacia de
los surfactante en la demulsificación que causarían y la
forma en la cual se daría este proceso. Los análisis de
demulsificación llevados a cabo permitieron confirmar
que los procesos de separación de las emulsiones están
determinados por el comportamiento de la interface y la
tensión que se genere entre las moléculas de las fases
dispersa y continua.
Además, fue posible utilizar el índice 𝑇𝑆𝐼 como criterio
de comparación rápida que permite concluir sobre la
eficiencia de la demulsificación causada por los
surfactantes empleados.
Así mismo, se comprobó que los resultados y el análisis
realizado confirman la posibilidad de relacionar las
propiedades moleculares de los tensoactivos utilizados
para la separación de emulsiones con la eficiencia que
tendrá el proceso de demulsificación, utilizando como
conexión entre estos dos aspectos, el comportamiento
de la tensión interfacial tras la adición del surfactante.
Finalmente, se encontró que los fenómenos de
demulsificación y la desestabilización generada al
adicionar al crudo diferentes agentes surfactantes, están
también afectados por la naturaleza del mismo y por la
composición de los diferentes estabilizantes naturales
que en éste se presenten. Como se observó en los
resultados obtenidos, al no haber una diferencia
significativa en las composiciones de surfactantes
naturales en los dos crudos, este factor no resultó de
vital importancia a la hora de determinar la efectividad
de la separación causada por los tensoactivos
adicionados.
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[24] Jia Liu, Xiang-feng Huang, Li-jun Lu, Ming-xia
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Expert analysis of the biological demulsification of
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221, 2011.
[25] Bird, R., Stewart, W., Lightfoot, E., Transport
Phenomenda. Ed. Wiley. Nueva York, 1992
22
6. ANEXOS
Anexo A – Gráficas resultantes del diseño factorial
Figura A1. Gráficas del comportamiento de los residuos correspondientes al diseño factorial con respecto al punto final
alcanzado por la tensión interfacial a) Gráfica de distribución normal de los residuos, b) Valor de los residuos en función
del valor ajustado de la variable, c) Histograma de frecuencias para los residuos, d) Residuos en función del orden de la
observación.
Figura A2. Efectos factoriales correspondientes a las interacciones dobles de los factores resultantes del diseño factorial
con respecto al punto final alcanzado por la tensión interfacial. a) Gráfica de efectos factoriales para la interacción
petróleo-surfactante, b) Gráfica de efectos factoriales para la interacción petróleo-concentración, c) Gráfica de efectos
factoriales para la interacción surfactante-concentración
23
Figura A3. Gráficas del comportamiento de los residuos correspondientes al diseño factorial con respecto al tiempo de
estabilización de la tensión interfacial a) Gráfica de distribución normal de los residuos, b) Valor de los residuos en
función del valor ajustado de la variable, c) Histograma de frecuencias para los residuos, d) Residuos en función del orden
de la observación.
Figura A4. Efectos factoriales correspondientes a las interacciones dobles de los factores resultantes del diseño factorial
con respecto al tiempo de estabilización de la tensión interfacial. a) Gráfica de efectos factoriales para la interacción
petróleo-surfactante, b) Gráfica de efectos factoriales para la interacción petróleo-concentración, c) Gráfica de efectos
factoriales para la interacción surfactante-concentración
24
Anexo B – Resultados del análisis de estabilidad realizado para los demás surfactantes puros.
a)
b)
Figura B1. Indicadores de demulsificación encontrados tras el análisis de estabilidad realizado para el Tween 80. a) Back-
Scattering, b) TSI.
a)
25
b)
Figura B2. Indicadores de demulsificación encontrados tras el análisis de estabilidad realizado para el Span80. a) Back-
Scattering, b) TSI.
a)
b)
Figura B3. Indicadores de demulsificación encontrados tras el análisis de estabilidad realizado para el Span20. a) Back-
Scattering, b) TSI.
