Séparation membranaire quantification d’un système « réel »

Séparation membranaire quantification d’un système « réel »

puce de séparation membranaire liquide-liquide et d’un spectrophotomètre UV-visible, a été démontré précédemment avec un système modèle (Eau/SDBS/NaCl/Décane). Dans ce chapitre, le montage développé sera appliqué à un système représentatif des conditions industrielles (pétrole brut et formulation de tensioactifs industriels fournis par Solvay). Dans un premier temps, une émulsion sera créée entre une phase aqueuse contenant des tensioactifs dédiés à l’EOR et un pétrole Arabian light. Il est à noter que la salinité est choisie afin de conduire à une microémulsion de type Winsor I à l’équilibre. L’étude de la séparation des phases et la quantification en ligne des tensioactifs dans ces conditions permettent de tendre vers les conditions industrielles ; l’objectif étant de s’approcher de la complexité des effluents de corefloods, tout en conservant une injection homogène et maîtrisée en terme de tailles des gouttelettes d’huile et du ratio eau/huile entrant dans la puce de séparation. Enfin, le montage expérimental sera testé dans les conditions représentatives d’expérimentations coreflood, en étant directement connecté à la sortie d’une carotte de roche lors d’un tel essai. Le système réel représentatif que nous avons choisi est composé d’un pétrole brut Arabian Light légèrement asphalténique et de faible viscosité à 20°C (12 cP, cf. Tableau 2) et d’une formulation de deux tensioactifs industriels fournis par Solvay comprenant de l’IOS et de l’AGES. Le scan de salinité a permis de déterminer une salinité optimale à 70 g/L de NaCl à 40°C (cf. partie 2.4.1). Afin de se trouver dans des conditions de type Winsor I, les expériences menées ont été réalisées avec une salinité de 35 g/L de NaCl, correspondant à une dilution volumique par deux de la formulation optimale injectée pour la récupération du pétrole lors d’une expérience coreflood.

En effet, rappelons que dans un système Winsor I à l’équilibre, on obtient une phase microémulsion du type huile dans eau en équilibre avec la phase huile en excès. La taille des gouttelettes d’huile dans l’eau est de 40 nm pour un système Winsor I à 35 g/L. Cette taille est obtenue par des mesures, en DLS, similaires à celles réalisées dans le chapitre 4 (partie 4.1.2). Or, certaines molécules du pétrole brut, notamment les composés aromatiques, absorbent dans la gamme de longueur d’onde correspondante à l’UV (200-400 nm), ce qui interfère avec le spectre d’absorbance du tensioactif. Cette interférence est montrée sur la Figure 130. contenant 1 g/L de IOS-AGES et 35 g/L de NaCl qui ont été en contact avec du pétrole pendant : 1,3 min (violet), 3 min (vert) et 9,1 min (rouge), d’une saumure à 35 g/L (NaCl) qui a été en contact avec du pétrole pendant 3 heures (bleu claire) et de l’eau (orange). Pour des raisons de confidentialité, une fonction aléatoire a été appliquée à l’axe des abscisses.  La Figure 130 met en évidence les différences entre les spectres UV-visible mesurés pour une solution aqueuse, contenant 1 g/L de mélange IOS-AGES et 35 g/L de NaCl, n’ayant pas été en contact avec du pétrole et d’autres solutions identiques mais ayant été mises en contact avec le pétrole pendant différentes durées. De plus, ces spectres différent également de celui d’une saumure (sans tensioactif) ayant été en contact avec du pétrole  pendant 3 heures. Cette figure représente clairement l’augmentation de l’absorbance de la phase aqueuse sur la gamme de longueur d’onde (entre 48000 et 80000 u.a) lors du contact entre la phase aqueuse et la phase organique en présence du tensioactif. Or, le pic caractéristique du mélange IOS-AGES se situe vers 62000 u.a. Ainsi, le transfert des molécules issues du pétrole induit une surestimation de l’absorbance mesurée, et par suite, de la concentration en tensioactifs. De plus, cette erreur n’est pas systématique. En effet, la cinétique de transfert est visible au travers des courbes violette, verte et rouge : l’absorbance augmente avec le temps de contact. Le temps de contact et la surface d’échange ne sont pas maîtrisés au sein des corefloods. Ainsi, cette erreur systématique est difficilement corrigeable. Ce résultat permet de démontrer la possibilité de prouver la présence des tensioactifs dans la phase aqueuse par la spectroscopie UV-Visible. En revanche, l’utilisation de cette spectroscopie pour la quantification des tensioactifs présents dans les systèmes utilisant des pétroles réels ne sera pas envisageable. L’intérêt de l’utilisation de la spectroscopie UV- Visible sera toutefois montré plus loin au cours de l’expérience coreflood.