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Industria del petróleo

Soluciones para el presal

Instituciones de investigación científica desarrollan aparatos para operar en áreas ultraprofundas en asociación con Petrobras

Cuanto más profundas son las aguas del océano y más espesa es la capa terrestre sumergida bajo la cual se encuentran los depósitos de gas y petróleo, mayores son los desafíos tecnológicos para extraerlos. Para la extracción de esos productos del presal –depósitos ubicados debajo de la capa de sal que está situada a entre 3.500 y 5.500 metros de profundidad, bajo el suelo marino–, las tuberías descienden a más de 3 mil metros de profundidad en el mar. Uno de los puntos críticos de la extracción consiste en contar con métodos confiables de análisis y monitoreo de tubos y sistemas que soporten altas presiones y grandes diferencias de temperatura. Para operar en ese ambiente hostil, Petrobras, pionera en la explotación de combustibles fósiles en aguas profundas (de 300 a 1.500 metros) y ultraprofundas (más de 1.500 metros), por medio de su Centro de Investigaciones (Cenpes), concretó asociaciones con diversas instituciones para el desarrollo de tecnologías destinadas a la explotación del presal. Dos de esos proyectos se realizaron con la Pontificia Universidad Católica de Río de Janeiro (PUC-Río) y uno con el Laboratorio Nacional de Nanotecnología (LNNano), con sede en Campinas (São Paulo).

Uno de los trabajos conjuntos con la PUC-Río resultó en un aparato destinado a la inspección interna de las tuberías apoyadas sobre el lecho marino o insertadas en el suelo, por debajo del océano. Este aparato, creado para la inspección interna de los ductos, es un tipo de PIG, dispositivo que se desplaza en el interior de los tubos impulsado por el propio fluido (crudo o gas) con el objetivo de limpiar o inspeccionar, mediante sensores, sus paredes. “Los tubos utilizados en aguas profundas tienen espesores grandes de pared y diámetros pequeños y trayectos largos, y pueden tener curvas cerradas, aparte de estar sujetos a altas presiones y grandes variaciones de temperatura”, dice Jean Pierre von der Weid, del Centro de Investigación en Tecnología de Inspección (CPTI) de la PUC-Rio. “Por este motivo, y por ser un mercado relativamente pequeño, no existen PIGs comerciales para esta aplicación.”

Para atender la demanda de Petrobrás, el grupo de la PUC-Río desarrolló el PIG Palito, un aparato cilíndrico dotado de varios sensores en forma de varillas. El sistema posee un hodómetro que mide el lugar exacto del problema encontrado por los sensores. El equipo desarrolló dos prototipos del PIG Palito capaces de inspeccionar tubos con diámetros de entre 20 centímetros (cm) y 120 cm. “Testeamos uno de ellos con éxito en la Cuenca de Santos, en una línea de transporte de gas situada entre los campos de Uruguá y Mexilhão, con 190 kilómetros (km) de longitud”, comenta el investigador.

En el Laboratorio de Sensores de Fibra Óptica (LFSO) de la PUC-Río, se desarrolló el sistema de Monitoreo de la Integridad Estructural de Risers Flexibles (Moda). Según el coordinador del proyecto, Arthur Braga, Petrobras es una de las mayores operadoras de cañerías flexibles del mundo, y la mayoría de éstas operan en aguas profundas o ultraprofundas de la costa brasileña. “Los primeros se instalaron a finales de la década de 1970, y hoy en día la empresa cuenta con una red de más de una decena de kilómetros, con más de mil risers”, dice. “Algunos éstos están llegando al final de su vida útil, por eso la capacidad de detección anticipada de la propagación o el surgimiento de daños estructurales se ha vuelto fundamental para asegurar y prolongar el uso de estos aparatos.”

Braga explica que los risers están hechos con capas poliméricas y metálicas intercaladas. Entre esas últimas se encuentran las armaduras de tracción, elaboradas con alambre de acero, que soportan los esfuerzos causados por el propio peso del ducto, del crudo y del gas transportado, y por el movimiento del mar. “Con el paso del tiempo, los alambres se desgastan y pueden cortarse”, explica. “Por esta razón, Petrobras ahora exige que los tubos flexibles que operan en el presal estén equipados con sistemas de monitoreo en tiempo real de risers”. Entre los componentes del Moda se encuentran los sensores elaborados en fibra óptica, instalados en los alambres de la capa de tracción externa, en el tramo del riser existente entre la plataforma y la línea de agua. Al sistema puede instalárselo durante la fabricación del tubo flexible o en ductos que están en operación. “Si uno de ellos sufre una ruptura, los sensores de fibra óptica detectan esas alteraciones y envían la información a un ordenador situado en la sala de control.”

Este proyecto empezó en 2007, con financiación de 8,5 millones de reales de Petrobras. Entre 2008 y 2013 se realizaron varias pruebas con el sistema Moda en laboratorio y en campo. Recientemente, el mismo fue incorporado por la compañía en todos los campos del presal. Esta tecnología ha sido licenciada para la empresa Ouro Negro, una spin-off del Laboratorio de Sensores de Fibra Óptica de la PUC-Río. “Hasta finales de 2016, la cantidad de sistemas Moda instalados en los ductos de las plataformas operando en el presal llegará a alrededor de 200 unidades, con unos 13 mil sensores de fibra óptica.”

En el caso del PIG Palito, la inversión de Petrobras fue de alrededor de 15 millones y también se le transferirá la tecnología a una empresa, que producirá el aparato a escala comercial. Ambas tecnologías se hicieron acreedoras al Premio ANP, de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, en la categoría “Innovación tecnológica desarrollada en Brasil por una institución de ciencia y tecnología nacional en colaboración con cuál empresa petrolífera”: el Moda en 2014 y el PIG Palito en 2016.

Análisis del gas
En el proyecto con el LNNano se desarrolló un método de análisis químico cuantitativo para determinar el tenor de monoetilenoglicol (MEG) en muestras del procesamiento de gas natural licuado (GNL). Al transportárselo desde los pozos submarinos –tanto en aguas profundas como en las ultraprofundas– para que las plataformas o bloques offshore, en las tuberías de gas se generan sustancias sólidas denominadas hidratos, que pueden obstruir los ductos. El MEG se le agrega al combustible para evitar la formación de esos hidratos. El problema reside en que esas sustancias son contaminantes, y debe extraérselas del GNL. Mediante procesos químicos, Petrobras efectúa esa remoción del MEG presente en el GNL en sus Unidades de Tratamiento de Gas (UTG). Sin embargo, la empresa debe saber con precisión y rapidez cuál es la eficiencia del proceso de regeneración del MEG en el GNL. “Creamos un método, al que lo denominamos Microemulsification-Based Method (MEC)”, comenta Renato Sousa Lima, investigador del Laboratorio de Microfabricación del LLNano, coordinador del proyecto.

Sousa Lima explica que, al ser separado del gas, el MEG se disuelve en un medio líquido compuesto por agua, azúcares, ácidos y diversos metales. El test ocurre mediante el agregado de ácido oleico a ese líquido rico en MEG, generando así una mezcla insoluble de agua-crudo. Luego se le añade etanol a la mezcla bajo agitación. Aparecen dos tipos de resultado: turbio o transparente. Es posible saber la cantidad de MEG y la eficiencia del sistema por la cantidad de etanol que fue necesario añadirle a la mezcla para que se vuelva transparente. El MEC dura de 5 a 10 minutos, mientras que la técnica utilizada en Petrobras comprende una serie de reactivos químicos y una tardanza de algunas horas. El proyecto llevó a este método desarrollado por Lima recibir financiación de la FAPESP y de la Petrobras, por un valor de un millón de reales, y generó un pedido de patente y cuatro publicaciones científicas. La nueva técnica aún no entró en la rutina operativa de la empresa. “Hicimos tres demostraciones ante los ingenieros y técnicos de la compañía”, comenta Lima. “Creemos que en poco tiempo más a este método podrá utilizárselo como rutina en Petrobras.”

Proyecto
Microemulsificación en química analítica para el desarrollo de plataformas point-of-care: Estudio de factores intervinientes y automatización en microfluídica (nº 2014/24126-6); Modalidad Ayuda a la Investigación – Regular; Investigador responsable Renato Sousa Lima (LNNano); Inversión R$ 61.425,00.

Artículo científico
DA CUNHA, J. G. et al. Microemulsification-based method: Analysis of monoethylene glycol in samples related to natural gas procesing. Energy & Fuels. v. 29, p. 5649-54. 2015.