Contribution à la caractérisation des interfaces eau/brut et leurs effets sur la stabilité des émulsions eau-dans-huile.

Crude oil/water interface characterization and its relation to water-in-oil emulsion stability.

• Auteur / Autrice : Leticia Ligiero
• Direction : Christophe Dicharry, Patrick Bouriat
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Chimie physique
• Date : Soutenance le 23/02/2017
• Etablissement(s) : Pau
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale sciences exactes et leurs applications (Pau, Pyrénées Atlantiques ; 1995-)

Mots clés

Mots clés contrôlés

Émulsions

Asphaltènes

Pétrole

Mots clés libres

Emulsions

Pétrole

Rhéologie Interfaciale

Emulsions

Crude oil

Interfacial Rheology

Résumé

La formation d’émulsions stables eau/huile lors des processus de récupération et de raffinage du pétrole peut impacter défavorablement l’efficacité de ces opérations. Bien que résines et asphaltènes soient généralement tenus pour responsables de la stabilité des émulsions, la composition exacte des molécules présentes à l’interface eau/huile est en réalité assez mal connue. L’identification de ces molécules et la connaissance de leur influence sur la propriété des interfaces est une étape nécessaire pour mieux prédire les problèmes de stabilité des émulsions dans l’industrie pétrolière. Cette thèse présente des résultats de caractérisation analytique par GPC-ICP-HRMS et FTMS du matériel interfacial (IM) extrait de quatre bruts différents et des espèces transférées dans la phase aqueuse lorsque ces bruts contactent l’eau, ainsi que des propriétés rhéologiques en cisaillement et en dilatation des interfaces eau/huile en présence de ces composés. Les bruts ont été choisis en raison de leur capacité à former des émulsions eau-dans-huile de stabilités différentes. Les mesures d’élasticité de cisaillement ont montré que la majorité des interfaces eau/huile étudiées formaient une structure élastique susceptible de fausser la mesure du module dilatationnel de Gibbs par la méthode d’analyse du profil de goutte. Néanmoins, nous montrons à l’aide de simulations numériques que le module apparent Eapp mesuré dans un tel cas est proche de la somme du module de Gibbs et du module de cisaillement (G) multiplié par 2 du réseau interfacial dès lors que G reste petit (G < 10 mN/m), ce qui est très souvent le cas puisque nous observons que le réseau interfacial formé se rompt lors des expériences de dilatation. Une équation phénoménologique a été développée permettant d’attribuer un temps de relaxation unique aux processus de relaxation qui ont lieu aux interfaces eau/huile, ce qui nous permet de classer les différents systèmes entre eux. Nous avons également étudié les IM extraits des bruts selon la technique chromatographique dite « wet silica method » récemment développée par Jarvis et al. (Energy Fuels, 2015). Les expériences de rhéologie interfaciale confirment que cette méthode permet d’extraire les composés les plus tensioactifs présents aux interfaces eau-brut. Les analyses chimiques montrent que les IM sont partiellement composés d’asphaltènes et suggèrent que les composés contenant du soufre jouent un rôle important dans la stabilité des émulsions. Enfin, nous avons trouvé que les composés hydrosolubles transférés du brut à l’eau ont un comportement bénéfique, dans le sens où leur présence rend les émulsions eau-dans-brut moins stables. L’analyse FTMS de ces composés montre qu’ils appartiennent aux classes d’hétéroatomes suivant : O2, O3, S1, OS et O2S2 et qu’une partie de ces composés appartient à la classe des asphaltènes.

Crude oil recovery and refining operations rely on high consumption water processes, which may induce the formation of stable water-in-oil emulsions. Although asphaltenes and resins are known to influence the stability of crude oil emulsions, much is still unknown about the real composition of the w/o interfacial layer. Therefore, identifying these molecules and understanding their impact on the w/o interfacial properties are key points for better predicting emulsion problems in the petroleum industry. This thesis presents results on water/oil (w/o) interface characterization using shear and dilatational interfacial rheology as well as results on molecular characterization (GPC-ICP-HRMS and FTMS) of the crude oil interfacial material (IM) and of the amphiphilic crude oil species, which are transferred to the aqueous phase during the emulsification process. Four crude oils forming w/o emulsions of different stability were used in this study. Shear interfacial rheology experiments showed that most of the studied w/o interfaces were capable of forming an elastic interfacial network exhibiting shear elasticity G. A non-null G value interferes on drop deformation and thus on drop shape analysis (DSA) results. Nevertheless, the dilatational elasticity modulus measured by DSA (Eapp) was found to be representative of the sum of the Gibbs modulus plus 2 times G, as long as G  10 mN/m. This condition is generally satisfied since the asphaltene network is broken during dilatational experiments. Consequently, Eapp gives a good approximation of the real Gibbs modulus of the interface. A new phenomenological equation was proposed to fit the dilatational Eapp experimental data, allowing the assignment of a unique characteristic time to describe the w/o interfacial relaxation process and thus sample comparison. The IM of the crude oils was extracted using the “wet silica method” recently developed by Jarvis et al. (Energy Fuels, 2015). Results showed that this method collects the most-surface active compounds that adsorb in the time frame of the extraction procedure. Successive extractions collected species that were larger and less concentrated in the crude oil, but with higher adsorption energies. Molecular characterization revealed that the IM was partially composed of asphaltene compounds, and suggested that sulfur-containing compounds may play a major role in emulsion stability. Lastly, the oil-to-water transferred species were proven to impact the w/o interfacial properties and emulsion stability. Interestingly, concentrating these water-soluble species led to more efficient crude oil dehydration. FTMS analysis of the transferred species revealed that part of the compounds belonged to O2, O3, S1, OS and O2S2 heteroatom classes, and some of them have an asphaltene-type of molecules classification.