Análisis de la variación de la densidad y la tensión superficial en líquidos de producción industrial frente al agregado de espumantes

Abstract

La mayoría de los pozos de producción de gas, producen líquido simultáneamente. Dicho líquido puede ser hidrocarburo condensado, agua de producción o una mezcla de ambos. Mientras la velocidad de flujo de gas sea suficientemente elevada, esto no representa un inconveniente, ya que las gotas de líquido son arrastradas por la corriente de gas. Sin embargo, con el paso del tiempo, la velocidad de flujo del gas disminuye, permitiendo la acumulación de líquido en el fondo del pozo. De no tomarse ninguna medida correctiva, la acumulación continúa hasta producirse el cese de producción. Este fenómeno, denominado ahogo por carga liquida, puede prevenirse mediante el agregado de productos espumantes que modifican la densidad de la columna de líquido y la tensión superficial del líquido de manera tal que la velocidad de flujo de gas requerida para el arrastre de las gotas sea menor, permitiendo incrementar la vida útil del pozo. El presente trabajo se centró en el análisis de la variación de densidad y tensión superficial de mezclas hidrocarburo-agua de producción al ser dosificadas con productos espumantes. Se utilizaron dos productos espumantes distintos, uno desarrollado para tener mejor performance en mezclas con mayor proporción de agua y el otro, en mezclas con mayor proporción de hidrocarburo. Las mediciones experimentales de las propiedades mencionadas, fueron realizadas en condiciones de presión atmosférica, variando los parámetros de temperatura, relación hidrocarburo-agua y concentración de surfactante. Los datos de densidad y de tensión superficial fueron correlacionados empleando el modelo de ajuste de Redlich-Kister. Como resultado se obtuvo una curva y un polinomio de ajuste, que permite predecir valores de densidad o de tensión superficial en función de la fracción de hidrocarburo, para cada valor de concentración de surfactante evaluado, y para cada producto espumante. Adicionalmente se evaluó el valor de conductividad del agua de producción utilizada, lo cual permitió conocer su grado de salinidad y poder contemplar su influencia en el comportamiento de los surfactantes. Por último se midió la tensión interfacial entre el hidrocarburo y el agua de producción dosificada con espumante. Sobre los datos obtenidos se aplicó la isoterma de Gibbs para poder visualizar el comportamiento de la tensión interfacial entre el hidrocarburo y el agua en función de la concentración de espumante.

Most natural gas wells produce some amount of liquid. The liquid can be condensate, water or a mixture of both. As long as the flow rate is high enough, this is not an inconvenient, because the gas is able to entrain the liquid droplets to the surface. However, as the gas flow velocity in the well drops, owing to the formation pressure depletion, liquids begin to accumulate in the bottom of the well. If no corrective measures are taken, the accumulation continues until the well ceases production. This phenomenon, called liquid loading, can be prevented by adding surfactant products, which can modify the density of the liquid column and surface tension of the liquid in the well in order to require a lower gas flow rate to transport the liquid droplets to the surface, allowing the extension of the well’s life. This work was focused on analyzing the variation in density and surface tension of hydrocarbon-production water mixtures, which were dosed with foaming products. Two different surfactants were used in this study, one of them used in high hydrocarbon content mixtures and the other one developed for a better performance in high water content mixtures. Experimental measures of density and surface tension were carried out under atmospheric pressure conditions, modifying parameters such as temperature, hydrocarbon-water relationship and surfactant concentration. The experimental data collected were correlated by means of the Redlich-Kister model, which provides a polynomial equation and a curve that can be used to predict density or surface tension values as a function of the hydrocarbon fraction, for each surfactant concentration analyzed, and for each foaming product. In addition, the production water conductivity was measured, in order to know its salinity and consider its influence on the surfactant’s behavior. Ultimately, interfacial tension values between the hydrocarbon and the production water, dosed with foaming products, were determined. Gibbs’s isotherm was applied to the data retrieved in order to visualize the interfacial tension’s behavior between the hydrocarbon and the water as a function of the surfactant’s concentration.