Coalescence des gouttelettes d’huile brute réelle dans un contexte EOR

Le traitement des eaux de production au cours de la récupération assistée du pétrole par voie chimique (EORc) est l’une des préoccupations majeures de l’industrie pétrolière. Afin de pouvoir proposer des solutions d’amélioration des procédés de séparation liquide/liquide dans le traitement des eaux, il est nécessaire de mieux comprendre le comportement des gouttes d’huile vis-à-vis des phénomènes de déstabilisation des émulsions. En premier lieu, une stratégie multi-échelle combinant plusieurs techniques de caractérisation a été proposée dans le but d’étudier l’impact des sels, des polymères et des tensioactifs sur le comportement des gouttes d’huile. Les résultats de ces travaux ont permis d’avoir une meilleure compréhension des phénomènes de déstabilisation au sein des émulsions. Les sels (NaCl et CaCl2) en solution favorisent la coalescence et la floculation des gouttes d’huile en réduisant la répulsion électrostatique entre les interfaces eau/huile. La charge de surface des gouttes est diminuée en présence de sel à cause de l’écrantage des charges et à la diminution de la solubilité des tensioactifs naturels de l’huile dans la phase aqueuse. Le polymère HPAM 3630S en solution a plusieurs effets qui s’opposent sur le comportement des gouttes d’huile. Tout d’abord, il réduit le crémage des gouttes d’huile en augmentant la viscosité du milieu continu mais il favorise la formation de flocs qui accélère la cinétique de crémage. De plus, ce polymère réduit la vitesse de drainage du film mince aqueux. Enfin, le SDBS en solution réduit la tension interfaciale entre les phases et augmente la charge de surface des gouttes d’huile en s’adsorbant aux interfaces. Cependant, les tensioactifs naturels de l’huile en présence de SDBS mène à la formation d’un système complexe qui évolue dans le temps (transfert / réorganisation de l’interface) ce qui pourrait entraîner la déstabilisation des eaux de production.