ADV-1300S

for Water, Energy and Air
SM
INNOVACIÓN ESENCIAL PARA LA INDUSTRIA PETROLERA
VOLUMEN
03
Agua
Gas
Energía y agua: en busca de un
equilibrio
entre recursos imprescindibles
Una
mirada más detallada
a la desalinización
2 por 1 Maximización de
la producción e integridad
de los activos
CARTA DEL EDITOR
Ha habido algun otro momento en
la historia en el que las industrias de
petroleo y gas hayan sido analizadas
tan minuciosamente como lo estan
siendo hoy dia? En lo que parece ser
algo de todos los días, nuestra industria
tiene que cumplir con regulaciones
operativas más estrictas, ya sea en
las perforaciones costa afuera, en las
operaciones de fracturación en yacimientos de gas de esquisto, en la
administración de la integridad de la infraestructura o el área crítica
de control del agua. Uno de los puntos clave del debate en todas estas
áreas es el compromiso de la industria con el desarrollo responsable y
sostenible de los recursos naturales.
La población de nuestro planeta continúa creciendo y se prevé que la rápida
industrialización de países como China e India impondrán una enorme carga en
el mercado energético global. Para satisfacer esta demanda, Se necesita nueva
produccion de hidrocarburos. Al mismo tiempo, la produccion existente debe ser
maximizada y la prolongacion del ciclo de vida de los activos existentes debe
llevarse a cabo en forma segura. La tecnología juega un rol fundamental en el
cumplimiento de cada uno de estos requisitos.
Los progresos recientes en la perforación direccional y la fracturación por
lechada han permitido la producción de vastos recursos de gas provenientes
de yacimientos de esquisto apretados cuya producción resultaba poco rentable
anteriormente. No obstante, el proceso de fracturación requiere cantidades
considerables de agua, lo que impone una gran demanda en las fuentes de agua
dulce locales. Además, el agua de retorno luego de un trabajo de fracturación
debe tratarse exhaustivamente antes de desecharla o de volver a utilizarla.
La administración responsable de la utilización y la reutilización del agua es
fundamental para la viabilidad de la producción de estas reservas de gas y para la
reputación de la industria de petróleo y gas en su totalidad.
Este número de Cutting Edge presenta una novedosa tecnología de reducción de
fricción que permite que el agua de retorno se reutilice en trabajos de fracturación
posteriores con el mínimo procesamiento. Esto reduce considerablemente el uso
de agua dulce y permite que el agua de retorno se considere un recurso valioso en
vez de una corriente de desechos. De hecho, esta nueva tecnología ganó el premio
Presidential Green Chemistry Challenge Award de los EE.UU. por sus propiedades
medioambientales favorables. Dado que la tecnología reduce las pérdidas por
fricción asociadas con el bombeo a alta presión de los fluidos de fracturación en la
formación, se logra un ahorro considerable de energía.
Es bastante frecuente que la infraestructura de la producción continúe en
funcionamiento mucho tiempo después de la vida útil para la que fue diseñada
originalmente y, dado que los sistemas de producción habitualmente manipulan
fluidos sumamente corrosivos, preservar su integridad a largo plazo constituye
una prioridad fundamental. En muchos casos, los depósitos que se forman en las
tuberías o en los recipientes crean un ambiente sumamente corrosivo que puede
llevar a una falla en cuestión de semanas o meses. Los depósitos en los sistemas
de inyección de agua pueden obstruir rápidamente la pared del pozo alrededor de
los inyectores, lo que resulta en una reducción de la inyectividad y una disminución
CUTTING EDGE 2
de la producción. Como leerá en este número, la tecnología Clean n Cor® de
Nalco, diseñada específicamente para extraer los depósitos e inhibir la corrosión
en la superficie metálica, ha reportado beneficios a los sistemas de inyección
de agua al mejorar significativamente su integridad y mejorar radicalmente la
producción mediante la maximización de la inyectividad del agua.
Cambiando el foco hacia los procesos de refinacion, muchos de los crudos
nuevos que llegan al mercado presentan desafíos de refinamiento significativos
en forma de alto contenido de sólidos, número elevado de ácidos, contenido
elevado de metales y alta densidad. Estos crudos, llamados crudos de
“oportunidad”, pueden proporcionar mayores oportunidades de ganancias a
los refinadores, Siempre y cuando puedan ser tratados satisfactoriamente, sin
producir emulsiones en el desalinizador o condiciones desfavorables en la planta
de tratamiento del agua de desecho. Para investigar la ciencia asociada con
el proceso de desalinización, los científicos de Nalco desarrollaron una nueva
unidad desalinizadora dinámica de alta presión. Este número de Cutting Edge
destaca cómo esta herramienta innovadora ha producido mejores simulaciones
del procesamiento de crudo de oportunidad y Ha permitido el desarrollo de
soluciones de desalinización más rentables.
A medida que las regulaciones se vuelven más estrictas en la industria
petroquímica, los productores se enfrentan con un desafío continuo para
minimizar la huella ambiental de sus operaciones. Esto es especialmente
evidente en la fabricación de estireno, donde se eliminan progresivamente los
aditivos químicos actuales utilizados para minimizar la autopolimerización del
producto. Luego de investigaciones exhaustivas, Nalco introdujo su tecnología
PRISM®, que retarda la polimerización del estireno y presenta propiedades
medioambientales superiores A los aditivos actualmente considerados estandar
de la industria, ofreciendo a los fabricantes de estireno un cambio radical en la
conformidad medioambiental.
La solución de los problemas del mundo real y la adición de valor a la operación
de un cliente comienza con el desarrollo de una comprensión cabal del
sistema. En muchos casos, esto requiere una investigación analítica integral
de los fluidos o los depósitos del proceso. Aquí leerá cómo nuestro Grupo de
Tecnologías Analíticas aporta herramientas analíticas de tecnología avanzada a
la industria del petróleo, con un ejemplo de cómo el uso de la microscopía por
rayos X ha solucionado satisfactoriamente los problemas de envenenamiento del
catalizador y de formación de incrustaciones en el yacimiento.
Nalco se dedica a proporcionar los medios para que nuestros clientes cumplan
con sus compromisos normativos y corporativos, a la vez que desarrollan los
recursos naturales de nuestro planeta de manera responsable y sostenible.
Estoy seguro de que cuando lea este número de Cutting Edge, verá nuestro
compromiso con el desarrollo y la provisión de las últimas tecnologías que
ayudan a nuestros clientes a enfrentar sus desafíos dinámicos y cada vez
mayores.
David Horsup, Ph.D.
Vicepresidente, Investigación
Servicios Energéticos
TEMA DE PORTADA
ENERGÍA Y AGUA: EN BUSCA DE
UN EQUILIBRIO ENTRE RECURSOS
IMPRESCINDIBLES
La increíble expansión de los desarrollos de gas de
esquisto en Norteamérica ha traído aparejada una mayor
demanda de agua. Las tecnologías de estimulación de
Nalco aseguran que el control del agua es sostenible, tanto
desde el punto de vista medioambiental como económico.
15
ARTÍCULOS
UNA MIRADA MÁS DETALLADA A LA
DESALINIZACIÓN
UN EXAMEN EXHAUSTIVO DEL
YACIMIENTO PETROLÍFERO
EN UN CAMINO SOSTENIBLE PARA
EL CONTROL DE LOS POLÍMEROS
MAXIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN
E INTEGRIDAD DE LOS ACTIVOS
Al enfrentarse con precios del
crudo ampliamente fluctuantes,
menores tasas de utilización,
regulaciones medioambientales
más estrictas...
Los complejos desafíos técnicos
no constituyen nada nuevo para
el yacimiento petrolífero, pero a
veces surgen problemas que no
se pueden...
Muchos de los productos que
las personas utilizan todos los
días, desde los automóviles a los
recipientes de comida, tienen un
componente básico
petroquímico
en común...
Muchos de los yacimientos
petrolíferos de hoy en día han
estado produciendo petróleo y
gas durante años y, a medida
que maduran, enfrentan
un destino inevitable...
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Para obtener más información sobre las tecnologías de Nalco presentadas en este número, llame al 1-281-263-7000
o envíe un mensaje electrónico a [email protected].
NOTICIAS Y ACTUALIZACIONES
NALCO ABRE UN NUEVO CENTRO TECNOLÓGICO EN INDIA
Una nueva instalación de 3.500 metros cuadrados será el principal centro de apoyo para los
negocios de Servicios Energéticos.
18
CUTTING EDGE 3
una mirada
más detallada
a la desalinización
Al enfrentarse con precios del crudo ampliamente fluctuantes, menores tasas de utilización, regulaciones
medioambientales más estrictas y un ambiente económico incierto, las refinerías que están diseñadas
para procesar los petróleos crudos de oportunidad tienen una ventaja en cuanto a las ganancias. Si bien
los petróleos crudos de oportunidad se definen como cualquier materia prima para unidad de proceso
obtenida a precios de descuento, generalmente constituyen crudos recientemente producidos con poca
información de procesamiento o crudos existentes con desafíos de procesamiento conocidos.
Por ejemplo, los petróleos crudos canadienses derivados de la producción de arenas petrolíferas a
menudo se caracterizan por un mayor contenido de sólidos, un número de ácido total (TAN) más elevado
y mayores densidades que los petróleos crudos de referencia. Con descuentos típicos de entre 8 y 10
dólares por barril, una refinería de Norteamérica puede agregar 3,5 millones de dólares por año en
ganancias por cada 1.000 barriles de crudo canadiense procesado sin problemas. Pero sin las estrategias
correctas adoptadas para manejar los desafíos de procesamiento conocidos, este potencial de ganancias
puede desaparecer rápidamente.
CUTTING EDGE 4
Los problemas típicos asociados con el procesamiento del crudo de
oportunidad incluyen:
• Arrastre de gas en el petróleo o sólidos cubiertos de petróleo en el efluente de salmuera del desalinizador
•Impactos en las operaciones de tratamiento de
las aguas residuales
•Una banda de emulsión más amplia estabilizada por asfaltenos o sólidos inorganicos
•Reducción de la eficiencia de la deshidratación
o desalinización
Un desarrollo dinámico
El Grupo de Investigación de Refinacion y procesos ha construido un equipo
único a escala de laboratorio para simular con más precisión el proceso de
desalinización. Por ejemplo, el desalinizador visual dinámico (DVD) genera
emulsiones de agua en petróleo en condiciones de flujo y opera a temperaturas
y presiones de desalinización normales, lo que lo hace apto para simular las
dificiles condiciones de proceso observadas en las refinerías. Posteriormente,
las emulsiones se separan con temperaturas elevadas (hasta 250 °F),
presiones elevadas (hasta 150 psig), campos magnéticos (de 0 a 6.000 VCA)
y demulsificantes químicos. La célula desalinizadora está equipada con una
mirilla de vidrio para observar la capa fragmentada de interfase (Fig. 1). El
nuevo equipo para simulación permite a Nalco investigar posibles problemas
de desalinización y desarrollar programas de control específicos para cada
instalación antes de la implementación en la instalación del cliente.
•Arrastre de sólidos que resulta en tasas más elevadas de incrustaciones en el intercambiador de calor precalentado
•Mayor consumo energético, corrosión y otros impactos en las unidades de craqueo catalítico fluidizado (FCC), coquificación y otras unidades
Un peligro para los desalinizadores
Por ser la primera operación de la unidad en la mayoría de las refinerías, el
desalinizador puede ser gravemente afectado por el procesamiento del crudo
de oportunidad. La función del desalinizador es lavar de manera efectiva el
petróleo crudo y eliminar los contaminantes que podrían producir incrustaciones,
corrosión y problemas de calidad con el producto final. En el proceso de
desalinización, la corriente de petróleo crudo entra en estrecho contacto con
una pequeña cantidad de agua de lavado (ca. 5 vol-%) para extraer sales y
otros contaminantes en la fase acuosa. Posteriormente, la emulsión de agua
en petróleo resultante se separa dentro del desalinizador mediante el uso de
campos eléctricos, alta temperatura y productos químicos demulsificantes.
Mediante pruebas de laboratorio y una auditoría detallada de la unidad de
crudo para proporcionar recomendaciones químicas, mecánicas y operativas, el
Programa de Administración del Desalinizador RESOLV® de Nalco está diseñado
para atenuar los impactos negativos Descriptos anteriormente en la unidad de
procesamiento siguiente al desalinizador y la planta de tratamiento de aguas
residuales.
La selección de un producto demulsificante efectivo para las aplicaciones de
desalinización en las refinerías generalmente se determina por un método
de coalescencia electrostática de lotes, también conocido como la prueba de
desalinización eléctrica portátil (PED). La prueba PED es una prueba estática
en la cual la emulsión de agua en petróleo se prepara mediante la mezcla
de un volumen de agua y de petróleo crudo fijo en condiciones controladas.
Las emulsiones se resuelven con la ayuda de calor constante y la aplicación
intermitente de un campo eléctrico. Se observa la resolución de la emulsión,
como el volumen de agua resuelto en un tubo centrífugo a intervalos fijos
durante la prueba.
El método de prueba PED resulta útil para comparar la eficacia relativa de las
formulaciones demulsificantes para deshidratar el petróleo crudo, pero tiene una
capacidad limitada para predecir otros indicadores de rendimiento clave (KPI)
para la desalinización, que incluyen la eficiencia en la extracción de la sal, la
eficiencia en la extracción de los sólidos, la calidad del efluente de salmuera y la
Petróleo
Emulsión
Agua
Fig. 1 Capa de emulsión en la célula desalinizadora
Como se puede observar en la Fig. 2, el DVD acepta petróleo crudo sin refinar
tratado o no tratado químicamente, que es bombeado por una bomba de
engranajes a una unidad de precalentamiento. Esto luego se combina con
una inyección de agua en el colector del dispositivo de mezclado, que utiliza
la acción de la rueda de paletas de una bomba centrífuga para generar una
emulsión. La bomba es controlada por un reóstato para permitir el ajuste de
la distribución por tamaños de la gotícula (Fig. 3). La corriente de agua en
petróleo combinada se envía a una célula desalinizadora, donde pasa a través
de un sistema de rejilla con electrodos. El campo eléctrico generado por la
rejilla facilita la separación de la emulsión y la salmuera del efluente se extrae
en el fondo del desalinizador. El crudo desalinizado se extrae a través de un
válvula de presión en la parte superior del desalinizador. Es posible alcanzar
tiempos típicos de residencia del petróleo crudo de entre 15 y 20 minutos con
el control apropiado en el nivel de la interfase petróleo-agua.
calidad de la interfase fragmentada.
CUTTING EDGE 5
Reóstato al 50%
2 ppm máx.
100x
Fig. 2. Desalinizador visual dinámico (DVD)
Cloruros extraíbles (ppm)
7%
Cloruros extraíbles (ppm)
6%
Sedimentos básicos
y agua (vol %)
5%
25
4%
20
3%
15
2%
10
1%
5
0%
0
0
500
1000
3000
Voltaje de la rejilla (V)
Fig. 4. Cloruros extraíbles y sedimentos básicos y agua del petróleo
crudo desalinizado
CUTTING EDGE 6
Sedimentos básicos y agua (vol %)
40
30
Reóstato al 100%
1 ppm máx.
100x
Fig. 3. Micrografías ópticas de emulsiones generadas a diversas
configuraciones de la bomba de mezclado
Se realizó un ensayo de simulación de desalinización para medir la efectividad
de las rejillas para combinar una emulsión (Fig. 4). El petróleo crudo sin
refinar (33° API) se trató con demulsificante a 113 ppm La temperatura de
admisión del desalinizador (250 °F), la inyección de agua de lavado y la tasa
de mezclado se mantuvieron constantes durante el experimento. Se recogieron
muestras de petróleo crudo sin refinar y desalinizado, y de salmuera del
efluente después del procesamiento a cada condición de voltaje durante una
hora. Las cantidades de cloruros del crudo sin refinar y de sedimentos básicos
y agua eran de 130 y 160 ppm y de 1 y 2 vol-%, respectivamente. Como
se esperaba para una operación de desalinización normal, la extracción de
sal estaba directamente correlacionada con la capacidad del desalinizador
de deshidratar el petróleo crudo, y la eficiencia de deshidratación aumentó
cuando se incrementó el voltaje aplicado a la rejilla.
35
Reóstato al 80%
1 ppm máx.
100x
Los cientificos de Nalco están utilizando el DVD
para desarrollar nuevas reacciones químicas para la
desalinización Las posibles aplicaciones o los posibles
escenarios de la simulación incluyen: la extracción de hierro,
calcio, sólidos inorgánicos y otros contaminantes; el colapso
de la capa fragmentada y el control con diversas reacciones
químicas demulsificantes; el control del arrastre de gas en
el petróleo y las ayudas para la deshidratación. También
existen proyectos en desarrollo con diversos grupos de
investigación de clientes para analizar los escenarios
difíciles y las situaciones desafiantes en las ubicaciones de
refinería que procesan crudos de oportunidad.
Optimización de la oportunidad
Las proyecciones indican que el porcentaje de petróleos
crudos de oportunidad aumentará desde el 5% de todo
el crudo procesado hoy en día al 11% durante los dos
próximos años. La mayor utilización de los petróleos crudos
de oportunidad como materia prima para las refinerías
resultara en problemas de desalinización más frecuentes.
La capacidad para anticipar y ofrecer programas rentables
para controlar estas dificultades depende de la capacidad
de recrear las observaciones del campo en el laboratorio. El
desalinizador visual dinámico de Nalco es una herramienta
de simulación única que permite la medición de los KPI para
la desalinización; estos indicadores no se pueden obtener
con los equipos de pruebas estáticas convencionales. La
capacidad de proporcionar al cliente datos de ensayos
simulados es otro motivo por el cual Nalco es el experto
esencial en la desalinizacióndel crudo de oportunidad.
Un examen
EXHAUSTIVO DEL
yacimiento
petrolífero
Los desafíos técnicos complejos no son nuevos para el
yacimiento petrolífero, pero a veces surgen problemas
que no pueden resolverse con las herramientas de
diagnóstico tradicionales o los métodos analíticos. El
Grupo de Tecnologías Analíticas de Nalco se desarrolló
específicamente para abordar este tipo de desafíos.
CUTTING EDGE 7
Formado por investigadores altamente calificados con amplia
experiencia en el análisis y la aplicación, el equipo brinda una
gama diversa de servicios analíticos para respaldar las necesidades
actuales del cliente y desarrollar la próxima generación de tecnologías
de diagnóstico para los entornos de producción de petróleo y gas
cada vez más desafiantes.
El Grupo de Tecnologías Analíticas de Nalco dispone de una amplia
selección de herramientas analíticas poderosas, cada una diseñada
para ayudar a identificar la naturaleza química de una amplia variedad
de muestras de líquidos y sólidos de todas las áreas de la industria
del petróleo. Únicamente mediante el desarrollo de una comprensión
integral de la naturaleza química de un depósito en un yacimiento,
por ejemplo, y la combinación de esto con un conocimiento operativo
extensivo, podemos comenzar a comprender la causa fundamental
para la formación de depósitos y proporcionar una recomendación
para una mitigación rentable.
esto es la reciente adición de un microscopio fluorescente por
rayos X (XRFM) a la serie de herramientas analíticas de Nalco. Esta
novedosa herramienta de caracterización combina la óptica capilar
de rayos X con un microscopio de video con capacidad para una
magnificación de 100 veces (consulte la Figura 1). El resultado final
es una transformación de las observaciones ópticas en “mapas” de
elementos.
Dado que los desafíos que los operadores enfrentan cambian
continuamente, el arsenal de herramientas analíticas que Nalco
ofrece también debe evolucionar continuamente. Un ejemplo de
Tubo guía de rayos X
Cámara
Sensor
Espejo
Muestra
Sensor de transmisión
Fig. 1. Microscopio fluorescente por rayos X en acción
Análisis en acción
En el análisis de materiales, la ubicación de un elemento
a menudo puede ser más importante que la concentración
de dicho elemento, un hecho que se evidenció en una
colaboración reciente con un cliente en el Golfo de México.
El operador experimentó envenenamiento de su catalizador
Minox™ y estaba buscando la causa.
Los catalizadores Minox, de paladio en una esfera de óxido
de aluminio, se utilizan para la extracción efectiva del
oxígeno de los fluidos, principalmente la desoxigenación
del agua de mar antes de la inyección en la formación para
mantener la presión. El catalizador de paladio activo reside
en la superficie y su concentración es pequeña en relación
al peso total de la esfera.
El cinc es un contaminante común que puede envenenar el
catalizador de paladio. El análisis de las esferas mediante
la fluorescencia de rayos X convencional (XRF) mostró
una concentración del 0,1% (p/p) de cinc. No obstante, no
contestó la pregunta: “¿Dónde estaba este cinc?” ¿Estaba
uniformemente distribuido en toda la esfera o residía en la
superficie donde estaba desactivando el catalizador?
La respuesta se encontró al cortar la esfera Minox por
la mitad para obtener un mapa de los elementos de la
esfera mediante el XRFM. El análisis mostró que el cinc
se encontraba en las proximidades del catalizador de
paladio activo y así desactivaba el catalizador (consulte las
imágenes adyacentes).
CUTTING EDGE 8
1 mm
Foto de la esfera Minox™ cortada
1 mm
b) Mapa del elemento paladio
en la esfera
1 mm
a) Mapa del elemento aluminio
en una esfera
1 mm
c) Mapa del elemento cinc
en una esfera
Los mapas de elementos de la esfera Minox cortada (en la esquina superior
izquierda) obtenidos por el XRFM muestran que el interior de la esfera estaba
compuesto por
a) aluminio (esquina superior derecha)
b) paladio residente en la superficie de la esfera (esquina inferior izquierda)
c) cinc también residente en la superficie de la esfera (esquina inferior derecha)
Esto indicaba que el cinc estaba en las proximidades del catalizador de paladio
activo y así desactivaba el catalizador.
En otro ejemplo, Nalco recientemente colaboró con un cliente del oeste de Texas para analizar la composición
y la estructura de una muestra de incrustación de carbonato de calcio, una forma común y problemática de
incrustación que plantea desafíos para el aseguramiento del flujo en el yacimiento petrolífero. En la Figura 3a,
se puede ver claramente estratificación en la muestra, pero ¿qué significa? El XRFM logró distinguir detalles
que no se podrían haber observado mediante las técnicas convencionales (Figura 3b). El mapeo con rayos
X mostró una diferencia química clara entre las dos mitades. Si bien ambas mitades contenían la misma
cantidad de calcio (39%), diferían en su concentración relativa de sulfuro y estroncio.
700µm
Fig. 3a: Incrustación de carbonato de calcio
Fig. 3b: Mapa de elementos del borde
mediante XRFM
Esto llevó al equipo de Nalco a realizar análisis adicionales de la muestra mediante difracción por rayos
X, que indicó que las dos mitades eran en realidad formas cristalinas diferentes de carbonato de calcio:
la mitad superior era calcita y la mitad inferior era aragonitoa. El mapeo de elementos continuado de la
muestra mediante XRFM mostró una línea azul nítida en el borde delantero de la superficie del aragonitoa,
que se atribuyó a la presencia de estroncio (se ha demostrado que el estroncio tiene una participación
importante en la precipitación del aragonito1). El XRFM no detectó ningún otro elemento en el borde
delantero del aragonito; por lo tanto, no era probable la presencia de sulfato de estroncio. El carbono y el
oxígeno no se pueden detectar mediante XRFM; por lo que los datos eran consecuentes con la presencia
de estroncianita (SrCO3), un compuesto con una estructura similar al aragonito. Habiendo obtenido este
conocimiento, el equipo de Nalco logró desarrollar una estrategia de mitigación específica para ocuparse de
las formas cristalinas de las incrustaciones de carbonato de calcio presentes e identificar la presencia de
estroncianita como un patrón posible para la formación de aragonito.
El respaldo analítico impulsa soluciones sostenibles
Independientemente de los desafíos de producción de un operador, la necesidad de respaldo
analítico detallado es crucial para tomar decisiones informadas. La gama de servicios ofrecida por
el Grupo de Tecnologías Analíticas de Nalco, incluido el nuevo XRFM, puede brindar este respaldo
y permitir la toma de decisiones de producción que sean sostenibles desde el punto de vista
económico y medioambiental durante la vida útil de un activo.
1
Sunagawa, I., Takahashi, Y., Hiroyuki, I., J. Mineralogical and Petrological Sciences. 102,174-181 (2007)
Minox es una marca comercial de Minox Technology AS.
CUTTING EDGE 9
En un
CAMINO
sostenible
para el control de
polímeros
CUTTING EDGE 10
PRODUCCIÓN DE ESTIRENO
La tecnología ofrece un control de polímeros
rentable y sostenible
Desde los automóviles a los recipientes de comida, muchos de
los productos que las personas utilizan todos los días comparten
un componente petroquímico básico en común: el estireno.
Esta molécula omnipresente, que se produce habitualmente en
un proceso catalítico que parte del etileno y el benceno, debe
purificarse en una serie de torres de destilación para producir un
monómero de estireno grado polímero de alta calidad. No obstante,
a las temperaturas elevadas que se encuentran en esas torres,
el estireno también puede sufrir una reacción de polimerización
autoiniciada, que afecta de forma negativa la eficiencia del proceso
y el rendimiento del monómero producido.
Un enfoque integrado al control de polímeros
Velocidad de formación de polímeros
Habitualmente se utilizan dos tipos de reacciones químicas
para prevenir la polimerización del estireno. La primera, una
clase de compuestos nitrofenólicos de reacción lenta conocidos
como retardadores, demora la velocidad de polimerización
inherente del estireno no tratado. El retardador más común es
2,4-dinitro-6-sec-butilfenol o DNBP. El otro tipo consiste en un
grupo de compuestos llamados inhibidores verdaderos, que son
formulaciones patentadas de acción rápida que resultan más
eficaces para disminuir la velocidad de polimerización del estireno,
pero que se consumen con más rapidez que un retardador típico.
Como muestra la Fig.1, una vez que se consume el inhibidor, la
polimerización se reanuda a la tasa de un sistema no tratado.
NO TRATADO
INHIBIDO
RETARDADO
Hora
Fig. 1 Comparación de las velocidades de reacción relativas
para los retardadores, los inhibidores verdaderos y un sistema
no tratado
El control óptimo de la polimerización del estireno se logra
mediante el uso combinado de un inhibidor y un retardador, lo
que asegura el control de polímeros durante las operaciones
normales y también durante las paradas de emergencia. Un
inhibidor proporciona un control superior durante las operaciones
normales; de hecho, cuanto más rápida sea la velocidad de reacción de
un inhibidor, más efectivo será el inhibidor para reducir la formación de
polímeros.
Durante las paradas de emergencia, es fundamental un retardador para
proteger la unidad de la acumulación excesiva de polímeros. Por ejemplo,
si la planta perdiera electricidad, también podría perder la capacidad de
bombear la corriente de proceso caliente hacia afuera de las torres de
destilación y de inyectar un inhibidor o un retardador adicional. El tiempo
de residencia más prolongado a temperaturas elevadas puede provocar
la acumulación excesiva de polímeros si no se controla adecuadamente y,
en los casos graves, puede producirse un bloque sólido de polímeros que
llene la torre de destilación. Un inhibidor se puede consumir rápidamente,
sin medios disponibles para reabastecerlo. Debido a su velocidad de
reacción más lenta, un retardador seguirá siendo efectivo durante más
tiempo, lo que brindará protección prolongada. La relación entre el
inhibidor y el retardador debe analizarse cuidadosamente para lograr un
rendimiento de costos óptimo durante la operación normal, y a la vez
asegurar la seguridad durante una parada.
Las recompensas acarrean riesgos
Si bien el DNBP es un retardador confiable y efectivo en relación al costo,
también es sumamente tóxico y requiere procedimientos de manipulación
estrictos para minimizar los riesgos de exposición. Además, el DNBP
residual comúnmente sale de la unidad de estireno con alquitranes
pesados y, si bien la corriente de alquitrán puede utilizarse como fuente
de combustible, la presencia de DNBP plantea inquietudes respecto de las
emisiones de óxidos de nitrógeno.
Debido a estos riesgos, muchos países ha regulado el uso de DNBP en
los últimos años. En 2009, Tailandia se convirtió en el primer país en
prohibir totalmente el uso de DNBP. Esta regulación más estricta, unida
a los mandatos internos de las compañías de mejorar las prácticas de
seguridad, ha motivado a los proveedores de soluciones a desarrollar
los llamados retardadores ecológicos. (GR), alternativas más sostenibles
desde el punto de vista medioambiental que los retardadores sumamente
efectivos, aunque tóxicos, que se utilizan hoy en día.
Cuando se desarrolla un GR, deben seguirse dos criterios principales:
debe ser menos tóxico que el DNBP y debe tener propiedades de control
de la polimerización similares (es decir, la velocidad de reacción). El costo
también constituye un factor clave en la adaptación de la tecnología
de GR. Si bien el concepto de GR ha existido durante algún tiempo,
los costos de dichos productos han sido prohibitivamente altos hasta
hace poco tiempo. La tecnología de GR Prism® de Nalco se desarrolló
específicamente para cumplir con estos criterios. Como muestra la Tabla
1, los GR Prism no sólo muestran menor toxicidad que el DNBP, sino que
también tienen una solubilidad en agua menor, una propiedad conveniente
que reduce el riesgo de contaminar el sistema de agua en el caso de un
escape accidental. Además, el potencial de generar óxidos de nitrógeno es
insignificante.
El GR demuestra un control de polímeros comparable al DNBP y ofrece
protección durante una parada de emergencia, como indican los
resultados de laboratorio (Fig. 2). Además, las mejoras en el proceso de
fabricación han hecho que la tecnología de GR Prism sea competitiva en
cuanto a los costos con el DNBP.
CUTTING EDGE 11
Table 1. Comparación de DNBP y GR Prism
Toxicidad oral aguda
LD 50 (mg/kg)
Solubilidad en agua
(mg/L)
Potencial de óxidos
de nitrógeno
(kg/T )
27
52
250
> 5000
0.02
insignificante
DNBP
GR PRISM
Evaluación de los riesgos
A fin de evitar sucesos catastróficos y solidificación de polímeros durante una parada de emergencia, muchas plantas han adoptado
procedimientos de respuesta de parada de emergencia. Comúnmente estos procedimientos incluyen la alimentación por gravedad
de etilbenceno frío para diluir y enfriar el contenido de las torres y el uso de bombas impulsadas por un generador para extraer el
contenido de las torres o agregar suplementos de aditivos químicos. A menudo se puede calcular el tiempo requerido para llevar
a cabo estos procedimientos, hasta el punto donde se considere que la torre no corra peligro de acumulación de polímeros. Este
tiempo varía ampliamente de planta a planta debido a las diferencias en los mecanismos de respuesta ante emergencias, el diseño
específico de la columna y las condiciones de operación.
Por ejemplo, el tiempo de protección conveniente para
una planta se definió como el tiempo transcurrido después
de la parada de emergencia hasta que la concentración
de polímeros fue tal alta que la corriente de proceso
se hizo demasiado viscosa para bombearla. A fin de
determinar el nivel de polímeros en el cual la viscosidad
era excesivamente alta, los científicos de Nalco realizaron
una serie de mediciones de viscosidad; para ello, utilizaron
monómeros de estireno que contenían diversos niveles
de polímeros. Estas pruebas demostraron que si había
más de un 20% de contenido de polímeros en la torre, la
viscosidad del fluido aumentaba significativamente hasta el
punto en que la bomba se acercaba peligrosamente a su
límite operativo. Por lo tanto, se utilizaba este contenido de
polímeros como el límite superior para los experimentos de
evaluación del riesgo.
CUTTING EDGE 12
0.8
Retardador ecológico PRISM
% Polymer at Steady State
Idealmente, el tiempo de protección ofrecido
por un programa de tratamiento (retardador + inhibidor)
debe ser mayor que el tiempo requerido para implementar
los procedimientos de emergencia. Nalco ha desarrollado
diversas metodologías patentadas para determinar el
tiempo de protección ofrecido por un programa de control
de polímeros determinado. Estos métodos analizan el diseño
de la planta de estireno, las condiciones de operación
específicas y las dosis de inhibidor y retardador. Por lo
tanto, puede establecerse una tasa determinada de forma
experimental de acumulación de polímeros, de manera tal
que puede formularse el plan de respuesta adecuado.
DNBP
0.6
0.4
0.2
0.0
85°/1 hora
150 ppm
85°/4 hora
150 ppm
110°/1 hora
120 ppm
110°/2 hora
240 ppm
120°/1 hora
500 ppm
Fig. 2
Una estrategia de estireno integral
Los productores de estireno se enfrentan con regulaciones
medioambientales y presiones de costos operativos cada vez más rigurosas.
Como tal, necesitan implementar procesos que mantendrán a sus plantas
operando a los niveles más altos de seguridad y eficiencia. Nuestra
tecnología de GR Prism probada en el campo, combinada con metodologías
integrales para evaluar los riesgos de polimerización durante las paradas
de emergencia, brinda una solución que ofrece menor toxicidad y un
rendimiento comparable al DNBP durante las operaciones de rutina y fuera
de la rutina.
OFRECE
La Tecnología
Multifuncional
POR
MAXIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN E INTEGRIDAD DE LOS ACTIVOS
Limpieza a fondo
Muchos de los yacimientos petrolíferos de hoy en día han estado
produciendo petróleo y gas durante muchos años y, a medida que
maduran, enfrentan un destino inevitable: el afloramiento de agua.
El inicio de la producción de agua plantea desafíos de eliminación
cada vez más complejos y costosos para un operador. El método
más popular para eliminar el agua producida en tierra firme ha sido
la reinyección en la formación o en pozos de desechos. La inyección
de agua producida siempre ha representado problemas para los
productores. Uno de los más importantes es la mayor restricción
de los pozos debido a la acumulación de depósitos orgánicos e
inorgánicos. Estos depósitos pueden formarse en los filtros, en las
líneas principales (Fig. 1), en la tubería al fondo del pozo o en la
pared del pozo alrededor de un inyector, lo que limita la cantidad de
agua que se puede reinyectar en la formación. Esta obstrucción en
el proceso puede resultar en una menor producción, un problema
que sólo se complica si el agua también se utiliza para mantener la
presión en el depósito.
Otro efecto secundario de las incrustaciones es el mayor potencial
de corrosión en los tubos de inyección, las tuberías y el equipo
de producción, lo que resulta en costos elevados de reemplazo y
mantenimiento. Otro factor que agrava aún más los desafíos es
la tendencia de estos depósitos aceitosos a actuar como caldo de
cultivo para las bacterias comunes de los yacimientos petrolíferos,
lo que produce corrosión influenciada microbiológicamente (MIC). Ya
sea si esta acumulación se produce en semanas o en varios meses,
el resultado inevitable es el mismo: mayor incidencia de fugas,
costos operativos más elevados y menores ingresos provenientes de
la producción. A continuación puede verse la composición típica de
estos depósitos (Fig. 2), aunque esta puede variar significativamente
de yacimiento a yacimiento.
Sulfuro
9%
Otros
3%
Biomasa
10%
Hidrocarburos
40%
Arena
10%
Fig. 1 Abundante
acumulación de
incrustaciones en
una tubería de inyección
de agua producida
Hierro
14%
Asfalto
14%
Fig. 2 Composición típica del depósito de un yacimiento petrolífero de los
sistemas de agua producida
CUTTING EDGE 13
La tecnología Clean n Cor fue aplicada con éxito en el
campo muchas veces. En una de dichas aplicaciones,
se colocaron sondas de corrosión perforacion y
produccion y refineria y proceso del punto de la
inyección química, y también se controlaron las
presiones de inyección y las tasas de inyección de
agua. Después de dos semanas de comenzada la
prueba, se extrajeron ambas sondas del sistema y se
inspeccionaron visualmente (Fig. 3).
No tratada
Tecnología Clean n Cor
Fig. 3 Fotografías de sondas no tratadas
(izquierda) y tratadas (derecha)
Aunque la sonda perforacion y produccion de
la inyección química ya mostraba signos de
acumulación de incrustaciones, la sonda expuesta
a la tecnología Clean n Cor todavía estaba limpia y
libre de depósitos y, al limpiar adecuadamente el
sistema, EC1509A ofreció un 95% de protección
contra la corrosión.
Impacto en la inyectividad del agua
Durante esta evaluación en el campo, la tasa de
inyección para la inyección de agua en el pozo 1
CUTTING EDGE 14
.18.
Inyección de agua en pozo 1
Inyección de agua en pozo 2
.16.
INYECTIVIDAD BPD/PSI
Como respuesta a estos desafíos, los científicos
especializados en corrosión de Nalco desarrollaron
Clean n Cor® EC1509A, una tecnología patentada
nueva para limpiar los sistemas muy obstruidos que
brinda un control superior de la corrosión al mismo
tiempo. La tecnología Clean n Cor está formulada
con productos químicos inhibidores con propiedades
de interfaz superiores que actúan para extraer los
depósitos aceitosos de la superficie metálica, y luego
colocan una capa de un inhibidor de corrosión, lo que
resulta en un tubo limpio y protegido que brinda la
máxima capacidad de producción. Las tecnologías
de los inhibidores de corrosión convencionales
simplemente adsorben los depósitos, lo que permite
que la superficie de la tubería subyacente continúe
sometida a una constante corrosión.
.14.
.12
.10
.08
.06
.04
.02
.00
Medidor de flujo de agua
defectuoso (tasa de tratamiento
de 1/3 del objetivo)
8/30
9/6
9/13
9/20
Problemas del medidor de flujo resueltos
Clean n Cor EC1509A inyectada a 100 ppm
9/27
10/4
10/11
10/18
10/25
FECHA
Fig. 4 Impacto de la tecnología Clean n Cor en la inyectividad del agua
comenzó a aumentar de inmediato al aplicar Clean n Cor EC1509A y se presentó un
aumento de la inyectividad del 75% durante la evaluación de dos meses de duración. No
obstante, para la inyección de agua en el pozo 2, la inyectividad continuó disminuyendo aun
con la aplicación del producto químico. Al investigar, se encontró que había un medidor de
flujo defectuoso que derivaba en una disminución del 70% del tratamiento con la inyección
química objetivo. Una vez que esto se identificó, el producto químico se inyectó a 100 ppm
y la inyectividad aumentó de la misma manera que en el primer inyector.
Este aumento significativo de la inyectividad también derivó en un aumento correspondiente
de la producción de petróleo para el activo. Una vez que el sistema estaba limpio y la
corrosión bajo control, las cantidades de inyección química se redujeron a niveles de
mantenimiento.
La tecnología Clean n Cor se desarrolló originalmente para tratar los sistemas donde los
depósitos de hidrocarburos constituían la causa principal de las incrustaciones. Y si bien a
veces los depósitos aceitosos tienen la culpa, a veces son sólo parte del problema, dado
que el hidrocarburo puede servir como “pegamento” que arrastra sólidos a las superficies
internas de la infraestructura. En los casos en que el depósito contiene cantidades
significativas de sulfuro de hierro fijado a los hidrocarburos, se desarrolló específicamente
una nueva tecnología: Clean n Cor XFe, EC1538A. Este producto contiene los mismos
componentes para la prevención de las incrustaciones y la corrosión que el producto
químico original, pero también está formulado con un producto químico específicamente
diseñado para disolver el sulfuro de hierro y prevenir los depósitos adicionales.
Además, en los casos donde hay cantidades significativas de parafina y asfaltenos en un
depósito, Clean n Cor XP EC1539A puede ser la opción de tratamiento preferida. Este
producto nuevo contiene una parafina específica y un disolvente de asfalteno formulados
con el producto químico Clean n Cor original.
Claramente, es fundamental conocer a fondo la composición del depósito que presenta
problemas antes de poder recomendar un programa de mitigación efectivo en cuanto a
los costos. El Grupo de Tecnologías Analíticas de Nalco proporciona esto como parte de un
servicio analítico integral que se ofrece a nuestros clientes. (Consulte el artículo asociado
en esta publicación).
Resulta evidente que, a fin de satisfacer la demanda creciente de energía en el mundo, se
espera que los operadores maximicen la producción de los activos que están envejeciendo,
algunos de los cuales continúan operando mucho tiempo después de la vida útil para la
que fueron diseñados originalmente. Nuestra serie de productos Clean n Cor es la última
de una línea de herramientas para la integridad del activo que ayudan a asegurar que los
sistemas de inyección permanezcan limpios y sin corrosión, lo que maximiza la producción
y minimiza el riesgo de fallas durante el ciclo de vida del activo.
TEMA DE PORTADA
Agua
en busca de un
equilibrio
entre recursos imprescindibles
La increíble expansión de los desarrollos de gas de esquisto en
Norteamérica ha traído aparejada una mayor demanda de agua.
Las tecnologías de estimulación de Nalco aseguran que la
administración del agua sea sostenible, tanto desde el punto de
medioambiental como económico.
El gas natural juega un rol importante en la satisfacción de las demandas
energéticas crecientes del mundo, y sólo se puede esperar que esa
participación aumente. En Norteamérica solamente, los descubrimientos
de los últimos seis años han revelado grandes reservas de gas natural en
formaciones de esquisto apretadas. Se calcula que estas reservas tienen más
de dos cuatrillones de pies cúbicos de gas natural, un suministro para 200
años que proporcionaría más energía que los 200 mil millones de barriles de
las reservas de petróleo de Arabia Saudita.
Estos descubrimientos han coincidido con una mayor demanda de fuentes de
energía limpias y eficientes, lo que hace de la producción de gas natural de
las formaciones de esquisto apretadas una empresa cada vez más atractiva.
Gas
No obstante, la porosidad sumamente apretada de las
formaciones de esquisto significa que se requiere alguna
forma de estimulación para extraer el gas atrapado en la
roca. El método de estimulación más comúnmente utilizado,
la fracturación por lechada, es una técnica de fracturación
hidráulica en la cual un fluido basado en agua se inyecta
en un pozo y sale por la formación de esquisto a presiones
y velocidades intensas, lo que hace que la formación de
roca se fracture y abra canales para que el gas fluya hacia
la perforación. Los trabajos de fracturación por lechada
utilizan un fluido acuoso que contiene un reductor de fricción
polimérico y que permite el bombeo más rápido del fluido
hacia la perforación, y un agente de soporte o “sostén”,
como arena que se arrastra hacia la formación y sirve para
mantener abiertas las fracturas cuando el tratamiento finaliza.
Los avances tecnológicos en los reductores de fricción y
los sostenes han convertido a la fracturación hidráulica en
una técnica de estimulación cada vez más confiable para
el gas de esquisto, pero aún queda un desafío importante:
el agua. Cada etapa de un tratamiento de fracturación por
lechada requiere decenas de miles de barriles de líquido
de fracturación y del 90 al 99% de este líquido es agua.
Además, cada tratamiento de lechada genera una gran
cantidad de agua de desecho y gran parte de esta cantidad
es el fluído de fracturación que vuelve a salir del pozo luego
de la estimulación. Esta agua de retorno, combinada con
la salmuera de producción o “agua producida” que sale del
depósito a largo plazo, genera un desafío de administración
del agua serio, al cual Nalco está dedicando mucho tiempo y
recursos para resolver.
CUTTING EDGE 15
Yacimientos de gas de esquisto, los 48 estados contiguos de los EE.UU. y Canadá
CUENCAS
YACIMIENTOS DE
GAS DE ESQUISTO
YACIMIENTOS SUPERPUESTOS
Menos profundo/Más joven
Más profundo/Más viejo
Nalco Adomite ha trabajado con nuestros socios de Well Service Company en todos los yacimientos de esquisto que se
muestran arriba para implementar con éxito tratamientos de fracturación mediante el uso de nuestra línea de productos diversa.
El desafío del agua producida
Agua producida: ¿un problema o una oportunidad?
En comparación con el agua dulce, el agua producida y el agua de retorno
contienen niveles elevados de sólidos disueltos que presentan problemas
de procesamiento y eliminación. Las agencias estatales de los EE.UU.
responsables de la administración de los minerales no permiten el vertido
de agua que contenga más de 10.000 ppm de TDS (sólidos disueltos
totales) en las vías fluviales, lo que significa que el agua de los yacimientos
de gas de esquisto tiene tres destinos posibles. 1) Se puede purificar
mediante diversos métodos de tratamiento, muchos de los cuales pueden
no resultar fáciles o efectivos en cuanto a los costos para administrar.
2) Se puede volver a inyectar en pozos de desechos subterráneos, un
enfoque relativamente directo en los estados del oeste pero un mayor
desafío en el este de los EE.UU., donde el acceso a los pozos de desechos
adecuados es sumamente limitado. 3) Puede reciclarse y volver a utilizarse
en tratamientos de fracturación posteriores.
La reutilización del agua producida puede resultar conveniente desde la
perspectiva del ahorro de costos, pero introduce otro problema potencial: ¿los
aditivos químicos de fracturación serán compatibles con el agua producida
con alto contenido de sólidos disueltos totales? Un motivo de inquietud en
particular es el potencial que podrían tener los niveles elevados de iones
minerales para inhibir el rendimiento del reductor de fricción, el componente
químico clave del fluido de fracturación. La calidad y la composición del agua
producida pueden variar ampliamente, tanto en toda Norteamérica como en
los yacimientos de esquisto individuales. Como resultado, un reductor de
fricción que sea efectivo en las salmueras con altas concentraciones de sodio
y potasio puede no funcionar bien en el agua dura (que contiene altos niveles
de cationes divalentes).
De los tres, la reutilización es a menudo el más conveniente y efectivo en
cuanto a los costos. La reutilización del agua producida ahorra dinero al
reducir los costos de eliminación y la necesidad de obtener agua para el
tratamiento de fracturación. La fracturación de un pozo de gas de esquisto
puede consumir más de 11.300 metros cúbicos de agua y, en el noreste
de los Estados Unidos solamente, se fracturan de 25 a 30 pozos todos los
días. Con esta enorme y creciente necesidad de agua, el agua producida
se está convirtiendo rápidamente en un recurso esencial.
CUTTING EDGE 16
El Grupo de Investigación de Nalco Adomite ha dedicado su pericia en el agua
y los polímeros a esta inquietud en cuanto a la compatibilidad. El resultado
es una evolución de la tecnología de reducción de fricción durante la última
década para incluir productos que resulten efectivos en las aguas con alto
TDS. El Grupo Adomite ha desarrollado un protocolo de evaluación mediante
un circuito de fricción para identificar el reductor de fricción más efectivo
para cada situación del agua. Por ejemplo, la Figura 1 ilustra el rendimiento
en cuanto a la reducción de la fricción en el circuito de fricción con el tiempo
para siete productos diferentes en agua producida del esquisto de Woodford.
80
ASP®FFR900
70
% de reducción de fricción
% de reducción de fricción
80
60
FR-B
50
FR-C
40
FR-D
30
20
FR-E
FR-F
10
ASP®FFR900
70
60
FR-C
50
40
FR-E
30
FR-F
20
10
FR-G
FR-G
FR-B
FR-D
0
0
0
1
2
3
4
0
5
Fig 1.
1
2
3
4
5
Tiempo (min)
Tiempo (min)
Fig 2.
Rendimiento del reductor de fricción en agua producida del esquisto de Woodford
(9,9% NaCl; 1,8% CaCl2; 0,4% MgCl2; 0,1% KCl; 0,08% SrCl2)
Concentración del reductor de fricción = 0,033%
Rendimiento del reductor de fricción en agua producida sintética de Marcellus
(10,6% NaCl; 3,4% CCl; 2,9% CaCl2; 0,03% FeSO); Concentración del
reductor de fricción = 0,033%
La Figura 2 muestra el rendimiento de los mismos siete productos en
agua producida del esquisto de Marcellus. Estos resultados demuestran
la necesidad de una revisión meticulosa para encontrar una solución
óptima. Por ejemplo, si bien el producto FR-B proporciona una reducción
de fricción razonablemente alta en menos de 1 minuto en el agua
producida de Woodford, proporciona muy poca reducción de la fricción
en el agua producida de Marcellus.
Nalco ha establecido un conjunto de normas globales según las cuales un
producto químico no puede contener:
La evaluación de diversos reductores de fricción en una gama de
condiciones de agua para encontrar la solución ideal para cada
yacimiento es simplemente una forma de mejorar la rentabilidad de los
activos de esquisto de un operador. Otra forma es desarrollar productos
químicos mejorados que cumplan con las nuevas reglamentaciones
medioambientales más rigurosas, a la vez que se conserve un alto
rendimiento, aun en las aguas de fracturación más difíciles de tratar.
• Productos químicos que podrían considerarse persistentes, bioacumulativos o tóxicos según las normas del Mar del Norte.
Enfrentar el desafío, cosechar las recompensas
A medida que las actividades de fracturación del gas de esquisto
continúan expandiéndose, las demandas de agua continuarán
aumentando. Es posible satisfacer esta demanda y a la vez cumplir con
las regulaciones de uso y eliminación del agua más estrictas, pero sólo se
puede lograr con una estrategia inteligente y sostenible de administración
del agua que incluya el agua producida. El Grupo de Investigación
de Nalco Adomite continuará desarrollando productos químicos más
robustos y versátiles que funcionarán con cualquier sistema de agua, lo
que asegura que los operadores tendrán suministros de agua suficientes
para completar sus trabajos de fracturación y satisfacer el creciente
apetito de gas de Norteamérica.
Ultimer ASP FFR900: Fracturación por lechada ecológica
Históricamente, la fracturación hidráulica se realizaba en las áreas
remotas de Norteamérica, pero ya no es así. A medida que la actividad
aumenta en el esquisto de Marcellus (que abarca cinco estados en
el noreste de los EE.UU., incluidos Pensilvania y Nueva York), los
tratamientos de fracturación ahora se realizan en áreas más pobladas y
se enfrentan a un creciente análisis meticuloso del público. A medida que
la industria esté más regulada, necesitará más productos químicos que
cumplan con las normas medioambientales.
• BTEX (benceno, tolueno, etilbenceno y xilenos), sustancias cancerígenas, teratógenos, toxinas reproductivas
• Contaminantes prioritarios (Lista 40 de EPA, CFR) o contaminantes de la Ley del Agua Potable Sana de la EPS de los EE.UU.
De este conjunto de normas surgió un producto químico de dispersión
galardonado conocido como ULTIMER®, una tecnología que elimina los
hidrocarburos y surfactantes requeridos en el producto químico polímero
látex estándar, lo que brinda mejoras en términos de sostenibilidad
medioambiental. Ganador del premio Presidential Green Chemistry
Challenge Award de los EE.UU., Ultimer es un producto químico
estrictamente basado en agua que produce más productos de dispersión
solubles. Estos productos muestran un rendimiento muy mejorado en
relación a los tipos de látex estándar, particularmente en las salmueras
más pesadas y las aguas marginales con niveles de dureza elevados.
Además, son sumamente efectivos en condiciones de agua fría, que
resultan difíciles para otros polímeros.
Una de las últimas incorporaciones a la línea de productos Ultimer es
también una de las más ecológicas. El polímero de dispersión libre de
hidrocarburos ASP®FFR900 cumple con los criterios estándar de Nalco y
muestra muy baja ecotoxicidad de acuerdo con los protocolos de pruebas
del Mar del Norte, como muestra la tabla a continuación. Además, el
polímero tiene un rendimiento para la reducción de fricción excepcional,
incluso en aguas de la peor calidad.
ASP FFR900 North Sea Ecotox Data
Prueba
Valores deseados
Resultado
Conclusión
Biodegradable
en 28 días
>20%
>20%
Inherentemente
biodegradable
Log P
<3.0
-0.9
No bioacumulativo
EC50 (72 horas)
Skeletonema
costatum
> 10 mg/ml
166 mg/ml
Generalmente
no tóxico
CUTTING EDGE 17
NOTICIAS Y ACTUALIZACIONES
Nalco inaugura un nuevo Centro
Tecnológico en India
En agosto, Nalco abrió su nuevo Centro Tecnológico de avanzada en Pune, India.
Esta instalación de 3.500 metros cuadrados será el principal centro de soporte para
los negocios de Servicios Energéticos. Con el tiempo, la instalación empleará más
de 100 químicos e ingenieros, de los cuales aproximadamente tres cuartos tendrán
títulos universitarios avanzados. La instalación se centrará en brindar apoyo técnico a
nuestros clientes de todo el hemisferio oriental. Posteriormente se transformará en otro
Centro de Innovación para la Energía para complementar nuestras otras instalaciones
globales. La instalación también incluye un laboratorio de tecnologías analíticas
avanzadas que ofrecerá servicios de diagnóstico a una amplia gama de clientes.
Red social de investigación y desarrollo
El conocimiento es verdaderamente un factor de diferenciación de una corporación;
no obstante, a menudo la comunicación limita el éxito final que puede lograrse.
Nalco aporta la solidez de más de 600 expertos en investigación y desarrollo en
todo el mundo para ayudar con la solución de los desafíos técnicos de nuestros
clientes en una gama diversa de industrias y geografías. A fin de hacer uso de este
capital intelectual, Nalco recientemente lanzó un portal de investigación y desarrollo
basado en la web que hace uso del poder de las redes sociales. A través de este
portal, los investigadores pueden identificar fácilmente a las personas con conjuntos
de habilidades y capacidades específicos, compartir información técnica y solicitar
a la comunidad las respuestas a los desafíos técnicos. El portal de investigación y
desarrollo verdaderamente mejora la velocidad de llegada al mercado de las nuevas
tecnologías y facilita el desarrollo de soluciones superiores a los desafíos técnicos a
través del suministro de un concentrador de conectividad central. Ofrece el foro para
que nuestro equipo de investigación global distribuido se conecte, colabore e innove.
Nalco se asocia con la NASA en el evento Tecfusion
La capacitación científica tradicional a menudo puede llevar a un enfoque lineal y
compartimentalizado a la innovación que no se presta bien a las necesidades de
desarrollo acelerado de la industria energética. Algunas de las mejores ideas para
las nuevas tecnologías provienen de la exposición a áreas fuera del campo de
operación directo de una persona. A fin de incentivar la creatividad e impulsar la
innovación, recientemente Nalco se asoció con la NASA (National Aeronautics and
Space Administration) y la Penn State University a través del programa Tecfusion.
Este programa se estableció para hacer uso de tecnologías que originalmente se
desarrollaron para el programa espacial y ahora son incorporadas al mercado por
pequeños emprendimientos corporativos. Se identificaron las áreas tecnológicas
específicas que son de interés para Nalco y luego se buscaron posibles coincidencias
en la amplia base de datos de tecnologías de la NASA. Sobre la base de estos
resultados, el equipo de innovaciones de Nalco analizó diversas tecnologías y
posteriormente se enviaron invitaciones a las compañías de más interés. Nalco
auspició una conferencia cumbre Tecfusion de un día de duración, que reunió a los
representantes de estas compañías y a los investigadores de Nalco para investigar
el potencial de estas nuevas tecnologías. El primer evento Tecfusion se celebró en
Naperville, Illinois, en 2010 y hubo una segunda cumbre Tecfusion específica para la
energía que tuvo lugar en Sugar Land, Texas, en enero.
CUTTING EDGE 18
Presentaciones de la Industria y Publicaciones
PERFORACION Y PRODUCCION
REFINERIA Y PROCESO QUIMICO
‘Achieving Sustainable, Optimal SAGD Operations’
por Erick Acosta se publicó en el Journal of Petroleum
Technology, 2010, 62(11), 24-28.
‘Observations from Heavy Residue Pyrolysis: A Novel
Method To Characterize Fouling Potential and Assess
Antifoulant Additive Performance’ fue publicado por Chris
Russell, Ron Sharpe y Simon Crozier en el número de
septiembre de 2010 de Energy & Fuels 24, 5483-5492.
‘Optimization of a Microbial Control Program to Minimize
the Risk of Microbiologically Influenced Corrosion’ por
VicKeasler y Brian Bennett se publicó en el número de
septiembre de 2010 de Oil and Gas EURASIA.
‘Analysis of Bacterial Kill Versus Corrosion from use of
Common Oilfield Biocides’ por Vic Keasler, Brian Bennett
y H. McGinley se publicó en las actas del 8th International
Pipeline Conference, trabajo N.º IPC2010 - 31593, 2010.
‘Analysis and Identification of Biomarkers and Origin
of Color in a Bright Blue Crude Oil’ por Priyanka Juyal,
Andrew Yen, Stephan J. Allenson, Amy M. McKenna, Ryan P.
Rodgers, Christopher M. Reddy, Robert K. Nelson, A. Ballard
Andrews, Esha Atolia, Oliver C. Mullins y Alan G. Marshall
(una publicación conjunta con Florida State University,
Woods Hole Oceanographic Institution y Schlumberger),
se presentó en Petrophase 2010 y se publicó en Energy &
Fuels 2011, 25, 172-182.
‘Study of Live Oil Wax Precipitation with High Pressure
Micro-DSC’ DSC’ por Priyanka Juyal, Tran Cao, David
Fouchard, Andrew Yen y Rama Venkatesan (una publicación
conjunta con Chevron), se presentó en Petrophase 2010
y también fue aceptada para su publicación en Energy &
Fuels.
‘Flow Assurance in the Ultradeep/Deep Water Regime’ fue
presentado por Stephen Allenson como el discurso principal
en la sección de aseguramiento de flujo de Petrophase
2010.
Un póster intitulado ‘Development and Application of a
Scale Inhibitor for Electrical Submersible Pumps Suitable
for Very Cold Weather’ por Kevin Spicka y Sandra LinaresSamaniego se exhibió en el congreso SPE Moscow Oil &
Gas de 2010.
‘Analytical Characterization of Sediment Formed in Soy
Oil-Based B20 Biodiesel’ por Timothy P. McGinnis y Kim B.
Peyton fue publicado en el número de septiembre de 2010
del Journal of ASTM International, Vol. 7, N.º 8.
‘Mitigate Corrosion in Your Crude Unit’ por Nigel P. Hilton
fue publicado en el número de septiembre de 2010 de
Hydrocarbon Processing, Vol. 89, N.º 9.
‘Opportunities, Problems, and Solutions’ Solutions’ un
trabajo que se centra en la desalinización de crudos pesados
y con gran cantidad de sólidos, por Brad Mason y Sam
Lordo que fue publicado en el número de marzo de 2010 de
Hydrocarbon Engineering Vol. 15, N.º 3., 48-57.
‘Quench Oil Fouling and Viscosity Control in Primary
Fractionators’ Fractionators’ por Maria Beata Manek, Meha
Shah y Daniel Frye fue presentado en marzo de 2010 en el
13th Annual ARTC (Singapur).
‘Fortis® Metal and Popcorn Passivation of Butadiene
Units: An Environmentally Friendly Alternative’ por Jessica
Hancock, Maria B. Manek, Robert Presenti, Lisheng Xu fue
presentado en septiembre de 2010 en el BASF Licensee
Experience Exchange Meeting (Viena, Austria).
‘Process Gas Compressor Fouling & Washing Mitigation:
A Better Understanding of Fouling Phenomenon &
Compressor Design Techniques’ fue presentado por Satoshi
Hata, Junichi Horiba y Sheri R. Snider (presentación conjunta
con Mitsubishi Japan) en marzo de 2010 en el AIChE Spring
Meeting y el 6th Global Congress on Process Safety.
CUTTING EDGE 19
La División de Servicios Energéticos de
Nalco Company cuenta con extraordinarias
oportunidades para científicos excelentes
en todas áreas de la industria del petróleo
y gas. Desde las “perforaciones a los
surtidores de gasolina”, el equipo de
científicos de Nalco proporciona soluciones
rentables de vanguardia para los problemas
fundamentales del mundo real. Ya sea que
esté ayudando a maximizar la producción
de gas y petróleo en una fuente que se
está agotando, asegurando la seguridad
y la fiabilidad de producción desde
ambientes adversos como son las aguas
ultra profundas o minimizando el consumo
de energía durante el funcionamiento de
las refinerías, Nalco cuenta con un equipo
de científicos altamente capacitados que
manejan innovaciones en este campo
técnicamente demandante.
Nuestro centro mundial de investigación
y desarrollo está ubicado en la hermosa
ciudad de Sugar Land, apenas en las afueras de Houston, Texas. Nuestro nuevo
centro de investigación y desarrollo que
ofrece servicios al hemisferio oriental está
ubicado en Pune, India. Tenemos excelentes
oportunidades en ambas ubicaciones
para científicos excelentes e innovadores,
preferentemente con un doctorado en
una disciplina técnica. Se prefiere con
experiencia previa a la industria petrolera,
pero no es un requisito previo. Muy buena
habilidades de comunicación, disposición a
viajar y una actitud positiva y creativa son
fundamentales. Nalco Company ofrece un
salario competitivo y un paquete
de beneficios excelente.
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desafíos más críticos de
investigación y tecnología que
su mundo enfrenta hoy en día?
Junto a científicos de nivel
mundial, reconocidos en el
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Essential
Expertise
Experiencia
esencial en agua,
for
Water,
Energy and Air
energía
y aire
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NALCO COMPANY
División de Servicios Energéticos: 7705 Highway 90-A • Sugar Land, Texas 77478 • EE.UU.
Europa: Ir.G.Tjalmaweg 1 • 2342 BV Oegstgeest • Holanda
Latinoamérica: Av. das Nações Unidas 17.891 • 6° Andar 04795-100 • San Pablo • SP • Brazil
Asia-Pacífico: 2 International Business Park • #02-20 The Strategy Tower 2 • Singapur 609930
India: Kumar Planet IT • Magarpatta City Road • Hadapsar • Pune • India 411028
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©2011 Nalco Company Todos los derechos reservados 04/11
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