Energia e Água: como obter

for Water, Energy and Air
SM
INOVAÇÃO É ESSENCIAL PARA O SETOR PETROLÍFERO
VOLUME
03
ÁGUA
GÁS
Energia e Água: como obter
equilíbrio
entre os recursos essenciais
Um
enfoque preciso
em dessalinização
2 e 1 Maximização da
produção e integridade dos bens
CARTA DO EDITOR
Já houve um tempo na história
em que a a área de exploração e
produção tenha sido analisada tão
minuciosamente como nos dias de
hoje? Quase que diariamente, o
nosso setor enfrenta regulamentos
operacionais mais rigorosos, seja na
perfuração off-shore, em operações de fraturamento em campos de
gás de xisto, no gerenciamento da integridade da infraestrutura
ou na área crítica de gerenciamento de água. Centralizar a
discussão em todas essas áreas é o compromisso do setor com o
desenvolvimento responsável e sustentável de recursos naturais.
A população mundial continua a crescer e a rápida industrialização de países
como a China e a Índia é projetada para colocar um imenso peso sobre o
mercado de energia global. Para atender a essa demanda, precisa-se de
uma nova produção à base de hidrocarbonetos, a produção a partir dos bens
existentes precisa ser maximizada e o ciclo de vida dos bens precisa ser
prolongado com segurança. A tecnologia tem função essencial em atender a
cada um desses requisitos.
Avanços recentes em perfuração direcional e fraturamento eficiente de água
têm permitido a produção de vastos recursos de gás a partir de estreitos
campos de gás de xisto, que antes eram economicamente inviáveis para
produzir. No entanto, o processo de fraturamento requer quantidades
significativas de água, colocando uma enorme demanda em fontes locais de
água doce. Além disso, a água de flowback após um trabalho de fraturamento
deve ser extensivamente tratada antes de ser descartada ou reutilizada. O
gerenciamento responsável da utilização e reutilização da água é essencial para
a viabilidade de se produzir essas reservas de gás e para a reputação do setor
de petróleo e gás no seu conjunto.
Esta edição de Cutting Edge destaca uma nova tecnologia de redução do atrito
que permite a reutilização da água de injeção em trabalhos de fraturamento
posteriores com o mínimo de processamento. Isso reduz significativamente
o uso de água doce e permite ver a água de injeção como uma fonte valiosa
e não como um fluxo de material residual. Na verdade, esta nova tecnologia
conquistou o prêmio Presidential Green Chemistry Challenge Award nos Estados
Unidos por suas propriedades ambientais favoráveis. Como a tecnologia reduz
perdas de pressão associadas ao bombeamento de alta pressão de fluidos de
fraturamento para a formação, é possível notar uma importante economia de
energia.
É bastante comum que a vida útil da infraestrutura de produção esteja muito
além do seu projeto original e, como em geral os sistemas de produção
trabalham com fluidos extremamente corrosivos, preservar sua integridade de
longo prazo é uma prioridade decisiva. Em muitos casos, os depósitos que se
formam nas tubulações ou nos tanques geram um ambiente extremamente
corrosivo que poderá levar à falha em uma questão de semanas ou meses.
Os depósitos nos sistemas de injeção de água podem rapidamente obstruir
a parede ao redor dos injetores, resultando em significativa redução de
CUTTING EDGE 2
injetividade e em decréscimo da produção. Como você lerá nesta edição, a
tecnologia Clean n Cor® da Nalco, que foi especificamente projetada para
remover depósitos e simultaneamente proporcionar inibição da corrosão
na superfície metálica, produziu benefícios para os sistemas de injeção
de água, melhorando significativamente sua integridade e aumentando
substancialmente a produção com a maximização da injetividade de água.
Mudando o enfoque da nossa atenção, muitas das novas produções
de petróleo bruto que estãochegando ao mercado apresenta desafios
significativos de refinação na forma de altas cargas de sólidos, alto índice
de acidez, elevado teor de metais e alta densidade. Esses petróleos brutos
chamados de ‘oportunidade’ podem proporcionar ocasiões oportunas de
lucro maior aos refinadores, enquanto podem tratá-los com sucesso sem
ter problemas de emulsão no dessalinizador ou condições de transtorno na
estação de tratamento de efluentes. Para comprovar a ciência associada
ao processo de dessalinização, os cientistas da Nalco desenvolveram uma
nova unidade de dessalinização dinâmica de alta pressão. Esta edição
de Cutting Edge destaca como esta pioneira ferramenta proporcionou
simulações melhores de oportunidade de processamento do petróleo bruto e
o desenvolvimento de soluções de dessalinização mais econômicas.
Como os regulamentos pressionam o setor petroquímico, os produtores
são continuamente desafiados a minimizar o impacto ambiental de suas
operações. Isso fica especialmente evidente na fabricação de estireno, onde
os aditivos químicos usados atualmente para minimizar a autopolimerização
do fluxo de produto vêm sendo reduzidos. Após extensiva pesquisa, a Nalco
introduziu a tecnologia PRISM® que retarda a polimerização do estireno
e oferece propriedades ambientais superiores para a química padrão da
indústria atual, proporcionando aos fabricantes de estireno mudanças
significativas em conformidade com o meio ambiente.
Solucionar problemas reais e agregar valor à operação de um cliente começa
com a perfeita compreensão do sistema. Em muitos casos, isso requer uma
investigação analítica e abrangente dos fluidos ou depósitos do processo.
Você lerá nesta edição como o nosso dedicado Grupo de Tecnologias
Analíticas entrega modernas ferramentas analíticas ao setor petrolífero,
citando como exemplo o uso bem-sucedido da Microscopia de raios X para a
solução de problemas de envenenamento de catalisadores e de encrustações
nos campos petrolíferos.
A Nalco se dedica a fazer com que os nossos clientes atendam aos seus
compromissos legais e corporativos ao mesmo tempo em que desenvolve
recursos naturais do nosso planeta com responsabilidade e sustentabilidade.
Tenho certeza de que ao ler esta edição de Cutting Edge, você verá o nosso
compromisso com o desenvolvimento e o fornecimento das mais recentes
tecnologias que ajudam os nossos clientes a lidarem com seus desafios
dinâmicos e crescentes.
David Horsup, Ph.D.
Vice-Presidente, Divisão de Serviços de Pesquisa e Energia
ARTIGO DA CAPA
Energia e Água:
como obter equilíbrio entre
os recursos essenciais
A incrível expansão de desenvolvimentos de campos de
gás de xisto na América do Norte foi acompanhada por
um aumento na demanda de água. As tecnologias de
estimulação da Nalco garantem que o gerenciamento da
água é sustentável, tanto em termos ambientais quanto
econômicos.
15
ARTIGOS DE FUNDO
UM ENFOQUE PRECISO EM DESSALINIZAÇÃO
COLOCANDO O CAMPO PETROLÍFERO
SOB O MICROSCÓPIO
SEGUINDO UM CAMINHO SUSTENTÁVEL PARA O CONTROLE DE POLÍMEROS
MAXIMIZANDO A PRODUÇÃO E A
INTEGRIDADE DE BENS
Diante de grandes flutuações
nos preços do petróleo bruto, de
taxas reduzidas de utilização,
regulamentos ambientais mais
rigorosos ...
Complexos desafios técnicos
não são nenhuma novidade no
setor petrolífero, mas, às vezes,
surgem problemas que não
podem ...
Muitos produtos usados
diariamente pelas pessoas,
desde carros até recipientes de
alimentos, fazem parte de um
produto de base
petroquímico ...
Muitos campos petrolíferos
hoje vêm produzindo petróleo
e gás há anos, e com o passar
do tempo, eles enfrentam um
destino inevitável ...
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Para obter mais informações sobre as tecnologias da Nalco em destaque nesta edição, ligue para 1-281-263-7000 ou envie um e-mail para
[email protected]
NOVIDADES E ATUALIZAÇÕES
A NALCO INAUGURA NOVO CENTRO DE TECNOLOGIA NA ÍNDIA
As novas instalações em uma área de mais de 3.000 metros quadrados passam a ser o principal
centro de suporte para a unidade de negócios de Serviços de Energia.
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CUTTING EDGE 3
Um enfoque
preciso
em dessalinização
Diante de grandes flutuações nos preços do petróleo bruto, de taxas reduzidas de utilização,
regulamentos ambientais mais rigorosos e um ambiente econômico incerto, as refinarias configuradas
para processar petróleo bruto de oportunidade têm vantagens. Embora o petróleo bruto de oportunidade
seja definido como qualquer matéria-prima para refinarias obtida a preços menores, geralmente ele
constitui o petróleo recém-produzido com poucas informações de processamento ou o petróleo existente
com conhecidos desafios no processamento.
Por exemplo, o petróleo bruto canadense derivado da produção de areias oleosas muitas vezes
é caracterizado pelo alto teor de sólidos, maior índice de acidez (TAN), e maiores densidades do
que o petróleo bruto de referência. Com os descontos normais de $8 a $10/bbl, uma refinaria na
América do Norte agregará $3,5 milhões por ano em lucro para cada 1.000 bbl de petróleo bruto
canadense processado sem dificuldades. Porém, sem ter as estratégias certas para gerenciar desafios
desconhecidos de processamento, este lucro em potencial poderá ser rapidamente consumido.
CUTTING EDGE 4
Típicos problemas associados ao processamento de petróleo bruto de
oportunidade incluem:
• Óleo carreados e/ou sólidos revestidos de óleo na salmoura efluente do dessalinizador
• Impactos nas operações de tratamento de
águas residuais
• Uma faixa mais ampla de emulsão estabilizada por asfaltenos ou sólidos inorgânicos
• Redução de desidratação ou na eficiência
de dessalinização
• Arraste de sólidos provocando altas taxas de deposição na bateria de pré-aquecimento
• Aumento no consumo de energia, corrosão e outros impactos posteriores às unidades de FCC, de coque, etc.
Perigo aos dessalinizadores
Como primeira unidade de operação na maioria das refinarias,
o dessalinizador poderá sofrer forte impacto causado pelo
processamento de petróleo bruto de oportunidade. A função do
dessalinizador é remover contaminantes do petróleo bruto que
poderiam causar problemas de deposição, corrosão e qualidade com
o produto posteriormente. No processo de remoção de sal, o fluxo de
petróleo bruto entra em contato com uma pequena quantidade de água
de limpeza (aprox. 5 vol. %) para extrair sais e outros contaminantes
para a fase de água. A emulsão resultante de água em óleo é separada
subsequentemente dentro do vaso do dessalinizador com a aplicação
de campos elétricos, alta temperatura e desemulsificantes. Através
de testes de laboratório e uma auditoria detalhada da unidade de
petróleo bruto para fornecer recomendações químicas, mecânicas
e operacionais, o Programa de Gerenciamento do Dessalinizador
RESOLV® da Nalco foi criado para reduzir os impactos negativos
descritos acima na unidade de processamento posterior e da estação
de tratamento de efluentes.
A seleção de um desemulsificante eficaz para ser aplicado na
dessalinização de refinarias geralmente se determina por um método
de coalescência eletrostática em lote, também conhecido como teste
por dessalinizador elétrico portátil (PED). O PED é um teste estático
no qual uma emulsão de água em óleo é preparada pela mistura de
um volume fixo de água e petróleo bruto sob condições controladas.
As emulsões são solucionadas com a assistência de aquecimento
constante e aplicação intermitente de um campo elétrico. A resolução
da emulsão é observada, à medida que o volume de água novamente
dissolvida em um tubo de centrífuga é adicionado em intervalos fixos
durante o teste.
O método de teste PED é útil para comparar a eficácia relativa de
formulações de desemulsificantes para desidratar petróleo bruto,
porém com capacidade limitada para prever outros indicadores críticos
de desempenho (KPIs) para a dessalinização, inclusive a eficiência da
remoção de sal, a eficiência da remoção de sólidos, a qualidade dos
efluentes da salmoura e a qualidade interfacial.
Desenvolvimento dinâmico
O Grupo de Pesquisa Downstream da Nalco tem construído
equipamentos exclusivos em escala de laboratório para simular de
forma mais precisa o processo de dessalinização. O Dessalinizador
Visual Dinâmico (DVD - Dynamic Visual Desalter), por exemplo,
gera emulsões de água em óleo sob condições de escoamento e
opera em temperaturas de dessalinização normais, com capacidade
para simular condições de processo desafiadoras, observadas nas
refinarias. As emulsões são posteriormente separadas na presença
de temperaturas elevadas (até 121 °C/250 °F), pressões elevadas
(até 150 psig), campos elétricos (0 – 6000 VAC) e desemulsificantes
químicos. A célula de dessalinização é equipada com uma janela de
vidro para observar a camada interfacial (Fig.1). O novo equipamento
de simulação permite à Nalco investigar possíveis problemas de
dessalinização e desenvolver programas específicos de controle da
unidade antes da implantação na fábrica do cliente.
Petróleo
Emulsão
Água
Fig. 1 Camada de emulsão na célula do dessalinizador
Como mostra a Figura 2, o DVD aceita petróleo bruto não tratado e
tratado quimicamente, que abastece uma unidade de pré-aquecimento
por meio de bomba de engrenagens. Depois, ele é combinado com
o abastecimento de água no cabeçote do dispositivo misturador,
que usa a ação do rotor de uma bomba centrífuga para gerar uma
emulsão. A bomba é controlada por um reostato para permitir o ajuste
da distribuição do tamanho das gotas (Fig. 3). O fluxo combinado de
água e óleo é enviado para uma célula de dessalinização, passando por
um sistema de rede de eletrodos. O campo elétrico gerado pela rede
facilita a separação da emulsão e a salmoura do efluente é removida
na parte inferior do dessalinizador. O petróleo bruto dessalinizado é
removido por uma válvula de descompressão na parte superior do
dessalinizador. É possível ter tempos de retenção típicos do petróleo
bruto de 15 a 20 minutos com o devido controle do nível de interface
óleo/água.
CUTTING EDGE 5
50% Reostato
2 ppm máx
100x
Fig. 2. Dessalinizador Visual Dinâmico (DVD)
7%
6%
Cloros extraíveis (ppm)
BS&W (vol %)
5%
25
4%
20
3%
15
2%
10
1%
5
0%
0
0
500
1000
3000
Tensão da rede (V)
Fig. 4. Cloros extraíveis e BS&W de petróleo bruto dessalinizado
CUTTING EDGE 6
BS&W (vol %)
Cloros extraíveis (ppm)
40
30
100% Reostato
1 ppm máx
100x
Fig. 3. Micrografias óticas de emulsões geradas em várias
configurações da bomba de mistura
Um ensaio para simulação do dessalinizador foi realizado para medir a
eficiência das redes para coalescer uma emulsão (Fig. 4). O petróleo cru
bruto (33° API) foi tratado com desemulsificante 13 ppm. A temperatura
de entrada do dessalinizador (121 °C/250°F), o abastecimento de água de
limpeza e a taxa de mistura ficaram constantes durante todo o experimento.
Amostras do petróleo cru bruto e dessalinizado e da salmoura do efluente
foram coletadas após o processamento em cada condição de tensão por
uma hora. Os teores de cloro e o BSW no petróleo cru bruto foram de 130–
160 ppm e 1,0 – 2,0 vol.%, respectivamente. Como era de se esperar para
a operação de um dessalinizador normal, a remoção de sal está direta ligada
à capacidade do dessalinizador de desidratar o petróleo cru e a eficiência de
desidrataçãoaumentou com o aumento da tensão de rede aplicada.
35
80% Reostato
1 ppm máx
100x
Os técnicos da Nalco estão usando o DVD para desenvolver
novas químicas de dessalinização. Possíveis aplicações e/
ou simulações incluem: remoção de ferro, cálcio, sólidos
inorgânicos e outros contaminantes; desintegração e
controle de rag com vários desemulsificante; controle de
gás carreado no óleo e agentes de desidratação. Também
existem projetos em desenvolvimento com vários grupos de
pesquisa do cliente para estudar ambientes de transtorno
e situações desafiadoras em refinarias que processam
petróleo bruto de oportunidade.
Otimizar a oportunidade
Projeções sugerem que a porcentagem de petróleo bruto
de oportunidade aumentará de 5% de todo petróleo bruto
processado hoje até 11% nos próximos dois anos. O
aumento no uso de petróleo bruto de oportunidade como
matéria-prima para refinarias invariavelmente provocará
transtornos mais frequentes no dessalinizador. A capacidade
de antecipar e oferecer programas econômicos para
gerenciar tais transtornos depende da capacidade de recriar
observações de campo no laboratório. O Dessalinizador
Visual Dinâmico da Nalco é uma ferramenta exclusiva de
simulação que permite medir os índices de desempenho
para dessalinização; indicadores que não se consegue obter
com os convencionais equipamentos de teste estático.
A capacidade de fornecer ao cliente dados de ensaio
simulados é outra razão pela qual a Nalco é especialista em
dessalinização de petróleo bruto de oportunidade.
Colocando
Petrolífero
o campo
Microscópio
S O B
O
Desafios técnicos complexos não são nenhuma
novidade no setor petrolífero, mas algumas vezes
surgem problemas que não podem ser solucionados
com as tradicionais ferramentas de diagnóstico ou
métodos analíticos. O Grupo de Tecnologias Analíticas
da Nalco foi criado especificamente para tratar esses
tipos de desafios.
CUTTING EDGE 7
Incluindo pesquisadores altamente qualificados com ampla
experiência analítica e de aplicativos, a equipe fornece uma
variedade de serviços analíticos para apoiar as necessidades atuais
dos clientes e desenvolver a próxima geração de tecnologias de
diagnóstico para ambientes cada vez mais desafiadores de produção
de petróleo e gás.
Fluorescência de Raios X (XRFM - X-Ray Fluorescence Microscope),
recentemente incluída no conjunto de ferramentas analíticas da
Nalco. Esta nova ferramenta de caracterização combina ótica
de raios X de capilares com microscopia de vídeo e capacidade
de ampliação 100X (consulte a Fig. 1). O resultado final é uma
transformação de observações óticas em “mapas” básicos
Tubo-guia de raios x
O Grupo de Tecnologias Analíticas da Nalco conta com uma extensa
série de eficientes ferramentas analíticas, sendo que cada uma
foi desenvolvida para ajudar a identificar a natureza química de
uma variedade de amostras líquidas e sólidas de todas as áreas
do setor petrolífero. Somente através da total compreensão da
natureza química de um depósito no campo petrolífero, por exemplo,
e associando isso ao extensivo conhecimento operacional, nós
podemos conhecer a causa para a formação de depósitos e fazer
uma recomendação para mitigação econômica.
Câmera
Detector
Espelho
Como os desafios enfrentados pelos operadores continuam a mudar,
o arsenal de ferramentas analíticas fornecido pela Nalco também
precisa evoluir continuamente. Um exemplo disso é a Microscopia de
Amostra
Detector de transmissão
Fig. 1. Microscopia de Fluorescência de Raios X em operação
Análises em ação
Em análises de materiais, o local de um elemento pode,
muitas vezes, ser mais importante do que a concentração do
elemento, fato que ficou claro em uma recente colaboração
com um cliente no Golfo do México. O operador enfrentou o
envenenamento do catalisador Minox™ e estava procurando
a causa.
Os catalisadores Minox paládio em um grânulo de óxido de
alumínio, são usados para a efetiva remoção de oxigênio
de fluidos, principalmente a desoxigenação de água do mar
antes da injeção na formação para manter a pressão. O
catalisador paládio ativo fica na superfície e sua concentração
é pequena relativamente ao peso total do grânulo.
O zinco é um contaminante comum que pode envenenar
o catalisador paládio; análises dos grânulos usando
fluorescência de raios X (XRF) convencionais demonstraram
uma concentração de 0,1% (w/w) de zinco. No entanto, isso
não respondeu à pergunta: “Onde estava o zinco”? Ele estava
uniformemente distribuído pelo grânulo ou ficou na superfície
onde estava desativado o catalisador?
A resposta veio cortando o grânulo de Minox na metade
para adquirir um mapa básico do grânulo usando o XRFM.
A análise demonstrou que o zinco estava na proximidade do
catalisador paládio ativo, desativando assim o catalisador
(consulte as imagens adjacentes).
1 mm
Foto do grânulo de Minox™
cortado
1 mm
b) Mapa básico de paládio em
grânulo
1 mm
a) Mapa básico de alumínio em grânulo
1 mm
c) Mapa básico de zinco em grânulo
Os mapas básicos do grânulo de Minox cortado (parte superior esquerda) obtidos
pelo XRFM mostram que a parte interna do grânulo era composta de:
a) alumínio (parte superior direita),
b) paládio na superfície do grânulo (parte inferior esquerda), e
c) zinco também na superfície do grânulo (parte inferior direita).
Isso indicava que o zinco estava próximo do catalisador paládio ativo, desativando
assim o catalisador.
CUTTING EDGE 8
Em outro exemplo, recentemente a Nalco colaborou com um cliente a oeste do Texas, analisando a
composição e estrutura de uma amostra de incrustações de carbonato de cálcio, uma forma comum e
problemática de incrustação que apresenta desafios na garantia de escoamento no campo petrolífero.
Na Figura 3a, é possível ver claramente a estratificação na amostra, mas o que isso significa? O XRFM
conseguiu discernir detalhes que não poderiam ser observados com o uso de técnicas convencionais
(Figura 3b). Os mapas de raio x mostraram uma diferença química clara entre as duas metades. Embora
elas tivessem a mesma quantidade de cálcio (39%), a diferença estava em relação à concentração de
enxofre e estrôncio.
700 im
Fig. 3a: : Incrustação de carbonato de cálcio
Fig. 3b: Mapa básico da borda pelo XRFM
Ele orientou a equipe da Nalco para realizar outra análise da amostra usando difração de raios x, que
indicou que as duas metades eram realmente diferentes formas cristalinas de carbonato de cálcio:
a metade superior era calcita e a inferior, aragonite. Um mapa básico contínuo da amostra usando
o XRFM mostrou uma linha azul distinta na borda dianteira da superfície da aragonite, atribuída
à presença de estrôncio (mostrado para ter uma função na precipitação de aragonite1). O XRFM
não detectou nenhum outro elemento na borda dianteira da aragonite, portanto era improvável a
presença de sulfato de estrôncio. Não é possível detectar carbono e oxigênio usando o XRFM; por
isso, os dados estavam em conformidade com a presença de estroncianita (SrCO3), um componente
com estrutura semelhante a da aragonite. Com esse conhecimento, a equipe da Nalco estava
habilitada para desenvolver uma estratégia de mitigação especial para tratar as formas de cristal
da incrustação de carbonato de cálcio presente e identificar a presença de estroncianita como um
modelo provável para a formação de aragonite.
O suporte analítico gera soluções sustentáveis
Independentemente dos desafios de produção de um operador, a necessidade de suporte analítico
detalhado é essencial para tomar decisões à base de informações. A gama de serviços fornecida
pelo Grupo de Tecnologias Analíticas da Nalco, incluindo o novo XRFM, pode fornecer esse suporte,
permitindo a tomada de decisões para produção com sustentabilidade econômica e ambiental
durante toda a vida útil de um bem.
1
Sunagawa, I., Takahashi, Y., Hiroyuki, I., J. Mineralogical and Petrological Sciences. 102,174-181 (2007)
Minox é uma marca registrada da Minox Technology AS.
CUTTING EDGE 9
Seguindo um
CAMINHO
sustentável
para
o
controle
de
polímeros
CUTTING EDGE 10
PRODUÇÃO DE ESTIRENO
A tecnologia permite controle econômico e
sustentável de polímeros
Desde carros até recipientes de alimentos, muitos produtos
usados diariamente pelas pessoas compartilham um produto
comum de base petroquímica, o estireno. Esta abundante
molécula, mais comumente produzida em um processo catalítico,
partindo de etileno e benzeno, deve ser purificada em uma série
de torres de destilação para produzir monômero de estireno com
grau de polímero, de alta qualidade. No entanto, nas elevadas
temperaturas encontradas nessas torres, o estireno poderá
ter uma reação de polimerização de propagação automática,
causando impacto negativo na eficiência do processo e na
produção de monômero.
Um método integrado no controle de polímero
Taxa de formação de polímero
Dois tipos de químicas são normalmente usados para evitar a
polimerização de estireno. O primeiro, uma classe de compostos
de nitrofenólicos de reação lenta, conhecidos como retardadores,
retarda a taxa de polimerização inerente de estireno não tratado.
O mais comum é o retardador 2,4-dinitro-6-sec-butylphenol,
ou DNBP. O outro tipo consiste em um grupo de compostos
denominado inibidores verdadeiros, que são formulações
patenteadas de ação rápida, que reduzem mais eficazmente a
taxa de polimerização do estireno, mas são consumidas mais
rapidamente do que um retardador comum. Como mostra a Fig.1,
uma vez consumido o inibidor, a polimerização se reinicia na taxa
de um sistema não tratado.
NÃO TRATADO
INIBIDO
RETARDADO
Tiempo
Fig. 1 Comparison of Relative Reaction Rates for Retarders,
True Inhibitors, and an Untreated System
A polimerização de estireno é perfeitamente controlada através do
uso combinado de um inibidor e retardador, garantindo o controle
de polímeros tanto em operações normais quanto em paradas
de emergência. O inibidor permite um controle superior em operações
normais. Na verdade, quanto mais rápida for a taxa de reação de um
inibidor, mais eficaz ele será na redução da formação de polímeros.
Nas paradas de emergência, um retardador é essencial para proteger a
unidade da formação excessiva de polímeros. Por exemplo, se houver
falha no fornecimento de energia na fábrica, ela também poderá não
ser capaz de bombear vapor quente do processo para fora das torres de
destilação e de injetar mais inibidor ou retardador. O tempo prolongado
de permanência em temperaturas elevadas poderá causar a formação
excessiva de polímeros se não houver um controle adequado e, em
casos graves, poderá ocorrer a obstrução da torre de destilação por
um bloco sólido de polímero. Um inibidor poderá ser rapidamente
consumido, sem qualquer meio disponível para reabastecê-lo. Devido a
sua taxa mais lenta de reação, um retardador permanecerá eficaz por
mais tempo, permitindo proteção prolongada. A relação entre inibidor e
retardador deve ser cuidadosamente considerada para permitir excelente
desempenho em termos de custo em uma operação normal, além de
garantir segurança durante uma parada.
Recompensas trazem riscos
Embora o DNBP seja um retardador seguro e econômico, ele também
é altamente tóxico e exige procedimentos rigorosos de manuseio de
modo a minimizar os riscos de exposição. Além disso, o resíduo de
DNBP normalmente sai da unidade de estireno com alcatrão pesado e,
embora o fluxo de alcatrão possa ser usado como fonte de combustível,
a presença de DNBP apresenta problemas de emissões de NOx.
Esses riscos fizeram com que muitos países regulamentassem o uso
de DNBP nos últimos anos. Em 2009, a Tailândia foi o primeiro país a
proibir o uso do DNBP. Essa regulamentação intensificada, junto com os
objetivos internos da empresa para melhorar as práticas de segurança,
tem incentivado os fornecedores de soluções para que desenvolvam os
retardadores verdes (GR - green retarders) – alternativas ambientalmente
sustentáveis para os retardadores muito eficazes, porém altamente
tóxicos, usados hoje.
Há dois critérios importantes que devem ser seguidos para se
desenvolver um retardador verde: ele deve ser menos tóxico que o DNBP
e ter propriedades de controle de polimerização semelhantes (ou seja,
taxa de reação). O custo também é um fator importante na adaptação
da tecnologia GR. Embora o conceito GR já existisse, os custos desses
produtos eram proibitivamente altos até há pouco tempo. A tecnologia
Prism® GR da Nalco foi desenvolvida especificamente para atender
a esses critérios. Como mostra a Tabela 1, a tecnologia Prism GR não
apenas mostra menor toxicidade do que o DNBP, mas também menor
solubilidade em água, uma propriedade desejada que diminui o risco de
contaminação do sistema de água no caso de uma liberação acidental.
Além disso, seu potencial para gerar NOx não é significativo.
A tecnologia GR demonstra um controle de polímero comparável ao
DNBP e oferece proteção em uma parada de emergência, conforme
indica o teste de laboratório (Fig. 2). As melhorias no processo de
produção conseguiram que o custo da tecnologia Prism GR fosse
competitivo com o DNBP.
CUTTING EDGE 11
Table 1. Comparação do DNBP e a tecnologia Prism GR
DNBP
PRISM GR
Toxicidade oral aguda
LD 50 (mg/kg)
Solubilidade
em água
(mg/L)
NO x Potencial
(kg/T )
27
52
250
> 5000
0.02
Insignificantes
Riscos de avaliação
O ideal seria que o tempo de proteção proporcionado
pelo programa de tratamento (retardador + inibidor)
fosse maior do que o tempo exigido para implementar os
procedimentos de emergência. A Nalco desenvolveu várias
metodologias patenteadas para determinar o tempo de
proteção proporcionado por um determinado programa de
controle de polímeros. Esses métodos examinam o projeto
de uma fábrica de estireno, suas condições específicas de
operação e as dosagens de inibidor e retardador. Uma taxa
determinada por experimentos de acúmulo de polímeros
poderá ser estabelecida para que o plano de resposta
correto seja formulado.
Por exemplo, o tempo de proteção desejado para
uma fábrica foi definido como o tempo passado uma
parada de emergência até que a concentração de
polímeros se tornasse tão alta que o fluxo do processo
ficou extremamente viscoso para ser bombeado. Para
determinar o nível de polímero no qual a viscosidade
se torna excessivamente alta, os cientistas da Nalco
realizaram uma série de medições de viscosidade usando
monômero de estireno contendo vários níveis de polímero.
Esses testes demonstraram que com um teor de polímero
acima de 20% na torre, a viscosidade do fluido aumenta
significativamente ao ponto de que a bomba chega
perigosamente perto de seu limite operacional. Esse teor
de polímero foi usado como sendo o limite máximo para os
experimentos de avaliação de risco.
CUTTING EDGE 12
% de polímero em estado estacionário
Para evitar eventos catastróficos e a solidificação de polímeros em uma parada de emergência, muitas fábricas têm procedimentos
de resposta a essas paradas. Em geral, esses procedimentos incluem a alimentação de etilbenzeno por gravidade para diluir e
resfriar o conteúdo da torre, e o uso de bombas alimentadas por gerador para retirar o conteúdo da torre ou adicionar aditivos
químicos suplementares. Muitas vezes é possível estimar o tempo necessário para realizar esses procedimentos até o ponto onde
a torre é considerada segura da formação de polímeros. Esse tempo varia muito dependendo da fábrica, devido a diferenças nos
mecanismos de resposta em situações de emergência, do projeto específico da coluna e das condições de operação.
0.8
Retardador PRISM Green
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
Uma estratégia abrangente de estireno
Os fabricantes de estireno estão enfrentando regulamentos e pressões
de custo operacional cada vez mais rigorosos. Assim, eles precisam
implementar processos que manterão suas fábricas em operação nos
níveis mais elevados de segurança e eficiência. Nossa tecnologia Prism
GR comprovada em campo, junto com as abrangentes metodologias para
avaliar riscos de polimerização durante paradas de emergência, oferece
uma solução que proporciona menor toxicidade e desempenho comparável
ao DNBP tanto em operações de rotina quanto nas extraordinárias.
OFERECE
POR
Maximização da produção e integridade dos bens
Limpeza profunda
Muitos campos petrolíferos hoje vêm produzindo petróleo e gás há
anos, e com o passar do tempo, eles enfrentam um destino inevitável:
produção de água. O começo da produção de água traz desafios cada
vez mais complexos e de descarte dispendioso para um operador.
O método mais comum para o descarte de água produzida em terra
firme tem sido a reinjeção nos poços de formação ou de descarte.
A injeção de água produzida sempre apresentou problemas aos
produtores, sendo que o mais importante entre eles é a maior restrição
dos poços devido à formação de depósitos orgânicos e inorgânicos.
Esses depósitos podem se formar em filtros, dutos principais (Fig. 1),
tubulações embutidas na parede ao redor de um injetor, limitando a
quantidade de água que pode ser novamente injetada na formação.
Este gargalo no processo pode resultar em redução da produção, um
problema que se forma apenas se a água também estiver sendo usada
para a manutenção de pressão no reservatório.
Outro efeito colateral da incrustação é o aumento potencial de
corrosão em tubulações de injeção, tubulações e equipamentos de
produção, gerando altos custos de manutenção e de substituição.
Outro desafio é a tendência para esses depósitos oleosos atuarem
como criadouro para bactérias comuns nos campos petrolíferos,
propiciando a corrosão microbiana (MIC). Se esta formação leva
semanas ou muitos meses para ocorrer, o resultado inevitável é o
mesmo: aumento na incidência de vazamentos, custos mais elevados
de operação e redução na renda da produção. É possível ver abaixo
(Fig. 2) uma típica composição desses depósitos, embora possa
variar significativamente de um campo para outro.
Enxofre
9%
Outro
3%
Biomassa
10%
Hidrocarboneto
40%
Arcia
10%
Fig. 1 Formação de
incrustação severa
em uma tubulação
de injeção de água
produzida.
Ferro
14%
Asfalto
14%
Fig. 2 Típica composição de depósitos em campo petrolífero a partir de
sistemas de água produzida
CUTTING EDGE 13
A tecnologia Clean n Cor tem sido aplicada com
sucesso no campo. Em uma aplicação, sondas
de corrosão foram colocadas tanto no sentido
ascendente quanto descendente do ponto de injeção
de produto químico e as pressões de injeção e as
taxas de injeção de água também foram monitoradas.
Duas semanas de teste e as duas sondas foram
removidas do sistema para inspeção visual (Fig. 3).
Sem tratamento
Tecnologia Clean n Cor
.18.
Poço WI 1
Poço WI 2
.16.
INJETIVIDADE BPD/PSI
Em resposta a esses desafios, os cientistas de
corrosão da Nalco Desenvolveram o Clean n Cor®
EC1509A, uma nova tecnologia patenteada para
limpar sistemas com incrustações pesadas que,
ao mesmo tempo, informam o controle superior
de corrosão. A tecnologia Clean n Cor é formulada
com químicas inibidoras e propriedades interfaciais
superiores que trabalham para remover os depósitos
oleosos da superfície de metal e depositar uma
película de inibidor da corrosão, resultando em um
tubo limpo e protegido, cujo rendimento é excelente.
As tecnologias convencionais de inibidor da corrosão
simplesmente absorvem sobre os depósitos,
permitindo que a superfície do tubo continue a
corroer de forma constante.
.14.
.12
.10
.08
.06
.04
.02
.00
Medidor de vazão da água com defeito
(taxa de tratamento 1/3 do objetivo)
8/30
9/6
9/13
9/20
Problemas no medidor de vazão solucionado com
a injeção de Clean n Cor EC1509A a 100 ppm
9/27
10/4
10/11
10/18
10/25
DATA
Fig. 4 Impacto da tecnologia Clean n Cor na injetividade de água
Impacto na injetividade de água
Durante esta avaliação de campo, a taxa de injeção no poço de injeção de água 1
começou a aumentar imediatamente após a aplicação de Clean n Cor EC1509A com
um aumento de 75% de injetividade durante a avaliação de dois meses. Para o poço
de injeção de água 2, entretanto, a injetividade continuou a diminuir mesmo com a
aplicação do produto químico. A investigação permitiu chegar a um medidor de vazão
defeituoso, resultando em tratamento abaixo de 70% na injeção de produto químico
pretendida. Ao identificar esse fato, o produto químico foi injetado a 100 ppm e a
injetividade aumentou de modo semelhante ao do primeiro injetor.
Este aumento significativo na injetividade também resultou em um aumento
correspondente na produção de petróleo para o ativo. Após a limpeza do sistema e o
controle da corrosão, as taxas de injeção de produto químico foram reduzidas até os
níveis de manutenção.
A tecnologia Clean n Cor foi desenvolvida originalmente para tratar esses sistemas onde
os depósitos de hidrocarboneto foram a principal causa de incrustação. Enquanto os
depósitos oleosos são frequentemente os responsáveis, às vezes, eles apenas fazem
parte do problema, já que o hidrocarboneto pode atuar como ‘cola’ que incorpora os
sólidos nas superfícies internas da infraestrutura. Em situações em que o depósito
contém quantidades significativas de sulfeto de ferro junto com hidrocarboneto,
desenvolveu-se especificamente uma nova tecnologia, Clean n Cor XFe, EC1538A. Este
produto contém os mesmos componentes de prevenção para corrosão e incrustação da
química original, porém é formulado também com uma química especificamente criada
para dissolver sulfeto de ferro e evitar posterior deposição.
Fig. 3 Fotos de sondas sem tratamento
(esquerda) e com tratamento (direita)
Embora a sonda acima da injeção química já
mostrasse sinais de formação de incrustação,
a sonda exposta à tecnologia Clean n Cor ainda
estava limpa e sem depósitos e, depois da limpeza
adequada do sistema, EC1509A proporcionou uma
proteção de 95% da corrosão.
Além disso, em situações com a presença de quantidades significativas de parafina e
asfaltenos em um depósito, Clean n Cor XP EC1539A poderá ser a opção preferencial
de tratamento. Este novo produto contém um dispersante específico de parafina e
asfalteno formulado com a química Clean n Cor original.
Fica claro que é essencial compreender bem a composição do depósito problemático
para então recomendar um programa de mitigação econômico. O Grupo de Tecnologias
Analíticas da Nalco oferece aos nossos clientes este produto como parte de um serviço
analítico abrangente. (Consulte artigo associado nesta publicação).
É evidente que para atender à crescente demanda mundial por energia, espera-se que
os operadores maximizem a produção a partir de bens antigos, alguns que operam bem
além de sua vida útil originalmente projetada. Nossa série de produtos Clean n Cor é a
mais recente em uma linha de ferramentas de integridade de bens que ajuda a garantir
que os sistemas de injeção se mantenham limpos e livres de corrosão, maximizando a
produção e minimizando o risco de falha por todo o ciclo de vida do bem.
CUTTING EDGE 14
ARTIGO DA CAPA
ÁGUA
Como obter
equilíbrio
entre os recursos essenciais
A incrível expansão de desenvolvimentos de campos de gas na
América do Norte foi acompanhada por um aumento na demanda
de água. As tecnologias de estimulação da Nalco garantem que o
gerenciamento de água seja sustentável, em termos ambientais e
econômicos.
O gás natural desempenha um papel importante em atender às crescentes
demandas de energia no mundo, papel esse que tende a crescer. Só na América
do Norte, nos últimos seis anos foram descobertas grandes reservas de gás
natural em formações de folhelhos estreitas. Essas reservas estão estimadas em
mais de dois quatrilhões de pés cúbicos de gás natural, um abastecimento de
200 anos, fornecendo mais energia do que 200 bilhões de barris de reservas de
petróleo da Arábia Saudita.
Tais descobertas coincidiram com uma demanda crescente de fontes de
energia limpas e eficientes, transformando a produção de gás natural a partir
de estreitas formações de folhelhos em um negócio cada vez mais atrativo. No
entanto, a porosidade extremamente estreita de formações de folhelhos exige
GÁS
alguma forma de estimulação para extrair o gás preso na
rocha. O método de estimulação de uso mais comum,
conhecido como fraturamento eficiente de água (slickwater
fracturing), é uma técnica de fraturamento hidráulico na qual
um fluido à base de água é injetado em um poço ou em
uma formação de folhelho sob intensas taxas e pressões,
provocando o fraturamento da rocha de formação e abrindo
canais de escoamento do gás para a boca do poço. As
atividades de fraturamento eficiente de água usam um fluido
à base de água, contendo um polímero redutor de atrito
que permite o bombeamento mais rápido do fluido para a
formação, e um agente granular de escoramento, como a
areia, é carregado para a formação e serve para manter as
fraturas abertas quando o tratamento for concluído.
Avanços tecnológicos em redutores de atrito e agentes
de escoramento têm feito do fraturamento hidráulico uma
técnica de estimulação cada vez mais segura e confiável
para campos de gas, porém fica um grande desafio: a água.
Cada estágio de um tratamento de fraturamento eficiente
de água exige dezenas milhares de barris de fluido de
fraturamento, sendo de 90% a 99% água. Além disso, esse
tratamento gera uma grande quantidade de água residual,
muito da qual é fluido de fraturamento que volta para fora
o poço pós-estimulação. A água de refluxo combinada com
a salmoura da produção ou ‘água produzida’ que sai do
reservatório por um longo período cria um sério desafio de
gerenciamento de água, para o qual a Nalco está dedicando
muito tempo e muitos recursos para poder solucioná-lo.
CUTTING EDGE 15
Campos de Gás de Xisto, Estados Unidos abaixo de 48 e Canadá
BACIAS
CAMPOS DE
GÁS DE XISTO
STACKED PLAYS
Mais superficiais/Mais novos
Mais profundos/Mais antigos
A Nalco Adomite tem trabalhado com os nossos parceiros de empresas de serviços em poços em todos os campos de gás de xisto
mostrados acima para implementar com sucesso tratamentos de fraturamento usando nossa linha diversificada de produtos.
O desafio da água produzida
Água produzida: problema ou oportunidade?
Se comparada à água doce, a água produzida e de injeção contêm elevados
níveis de sólidos dissolvidos que apresentam problemas de processamento
e de descarte. Os órgãos estatais nos Estados Unidos, responsáveis pelo
gerenciamento de minerais, não permitirão o descarte de água com mais de
10.000 ppm TDS (total de sólidos dissolvidos) em cursos d’água, sendo que a
água de campos de gás de xisto tem três possíveis destinos: 1) Ela pode ser
purificada usando vários métodos de tratamento, sendo que muitos poderão
não ser fáceis nem econômicos para serem administrados. 2) Ela pode ser
reinjetada em poços de descarte subterrâneos, um método relativamente direto
nos estados do oeste, porém mais desafiantes na região leste dos Estados
Unidos, onde o acesso a poços de descarte adequados é extremamente
limitado. 3) Ela pode ser reciclada e reutilizada em tratamentos de fraturamento
subsequentes.
A reutilização de água produzida poderá ser desejada pelo lado da economia,
mas ela apresenta outro problema possível: os aditivos químicos de
fraturamento serão compatíveis com a água produzida com alto teor de sólidos
dissolvidos? Uma certa preocupação é o potencial para os elevados níveis
de íons minerais para inibirem o desempenho do redutor de atrito, o principal
componente químico do fluido de fraturamento. A qualidade e composição
da água produzida poderão variar muito, na América do Norte e em campos
de gás de xisto individuais. Como resultado, um redutor de atrito que seja
eficaz em salmouras com altas concentrações de sódio e potássio talvez não
funcione bem em água dura (contendo altos níveis de cátions divalentes).
Dos três, a reutilização frequentemente é a opção mais econômica e
conveniente. A reutilização de água produzida traz economia, reduzindo custos
de descarte e necessidade de obter água para o tratamento de fracturamento. O
fraturamento em um poço de gás pode consumir mais de 11 milhões (3 milhões
de galões) de litros de água, e só no nordeste dos Estados Unidos, de 25 a 30
poços são fraturados por dia. Com essa imensa e crescente necessidade de
água, a água produzida rapidamente se torna uma fonte essencial.
CUTTING EDGE 16
O Grupo de Pesquisa da Nalco Adomite trouxe seu conhecimento em água e
polímeros para ser aplicado neste problema de compatibilidade. O resultado
é a evolução na tecnologia do redutor de atrito na última década, incluindo
produtos eficazes em águas com alto teor de sólidos dissolvidos. O Grupo
Adomite desenvolveu um protocolo de avaliação usando um loop com atrito
para identificar o redutor de atrito mais eficiente para cada situação. Por
exemplo, a Figura 1 ilustra o desempenho da redução de atrito no loop com
atrito, com o tempo, para sete produtos diferentes em água produzida no
folhelho Woodford.
80
80
ASP®FFR900
% Redução de Atrito
% Redução de Atrito
ASP®FFR900
70
70
60
FR-B
50
FR-C
40
FR-D
30
20
FR-E
FR-F
10
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.
Fig 2.
Desempenho do redutor de atrito em água produzida no folhelho Woodford
(9,9% NaCl, 1,8% CaCl2 , 0,4% MgCl2 , 0,1% KCl, 0,08% SrCl2)
Concentração do redutor de atrito = 0,033%
A Figura 2 mostra o desempenho dos mesmos sete produtos em água
produzida no folhelho Marcellus. Os resultados demonstram a necessidade
de uma avaliação cuidadosa para encontrar uma solução ideal. Por exemplo,
embora o produto FR-B proporcione uma redução de atrito razoavelmente alta
em menos de um minuto na água produzida em Woodford, em Marcellus essa
redução é muito pequena.
Avaliar vários redutores de atrito sob uma série de condições de água para
encontrar a solução ideal para cada campo é apenas um modo para melhorar
a eficiência em custo de bens em folhelhos de um operador. Outro modo é
o desenvolvimento de químicas melhoradas e que estejam em conformidade
com os novos e mais rigorosos regulamentos ambientais, além de manter alto
rendimento, mesmo nas condições mais difíceis das águas de fraturamento.
Enfrentando o desafio, obtendo benefícios
Como as atividades de fraturamento de campos de gás de xisto continuam
a expandir-se, a necessidade de água continuará aumentando. É possível
atender a esta demanda e ao mesmo tempo adotar regulamentos mais rígidos
quanto ao uso e descarte de água, porém usando uma estratégia inteligente
e sustentável de gerenciamento de água, que inclua água produzida. O Grupo
de Pesquisa Adomite da Nalco vai continuar a desenvolver químicos mais
robustos e mais versáteis de fraturamento, que obterão sucesso em qualquer
sistema de água, garantindo que os operadores mantenham abastecimentos
adequados de água para realizarem suas tarefas de fraturamento e alimentar
a crescente necessidade de gás que a América do Norte tem.
Ultimer ASP FFR900: Água de fraturamento
ambientalmente correto.
O fraturamento hidráulico ocorreu historicamente em regiões remotas na
América do Norte, porém não foi adiante. Como a atividade é reconhecida no
folhelho Marcellus (se estendendo por cinco estados no nordeste dos Estados
Unidos, inclusive Pensilvânia e Nova York), os tratamentos de fraturamento
agora se realizam em áreas mais povoadas e estão sob a mira mais atenta das
pessoas. À medida que o setor se torna mais regulamentado, ele vai precisar
de produtos químicos que atendam melhor às exigências ambientais.
1
2
3
4
5
Tempo (min)
Tempo (min)
Desempenho do redutor de atrito em água produzida sintética do Marcellus
(10,6% NaCl, 3,4% CCl, 2,9% CaCl2 , 0,03% FeSO, ); concentração do redutor
de atrito = 0,033%
A Nalco estabeleceu uma série de normas abrangentes em que um produto
químico não poderá conter:
• Todos os BTEX, carcinógenos, teratogênicos, toxinas reprodutivas
• Todos os principais poluentes (lista EPA 40 dos Estados Unidos, CFR) ou contaminantes indicados na EPA Safe Drinking Water Act dos Estados Unidos
• Os produtos químicos considerados persistentes, bioacumuláveis ou tóxicos pelas normas do Mar do Norte
Dessa série de normas, chegou-se a uma química de dispersão premiada,
conhecida como ULTIMER®, uma tecnologia que elimina os hidrocarbonetos
e surfactantes necessários na química padrão de látex polimérico,
proporcionando ganhos de sustentabilidade ambiental. Ganhador do prêmio
Presidential Green Chemistry Challenge Award nos Estados Unidos, o Ultimer é
uma química estritamente baseada em água, que gera produtos de dispersão
mais solúveis. Esses produtos apresentam um desempenho muito melhor em
relação ao látex padrão, principalmente em salmouras mais pesadas e em
águas marginais com altos níveis de dureza. Além disso, eles são altamente
eficientes em condições de água fria, onde outros polímeros se enfrentam.
Um dos mais novos produtos a integrar a linha Ultimer é também um dos
mais benignos em termos ambientais. O polímero de dispersão livre de
hidrocarboneto, o ASP®FFR900, atende aos critérios padrão da Nalco e
apresenta ecotoxicidade muito baixa de acordo com os protocolos de ensaio do
Mar do Norte, como mostra a tabela abaixo. O polímero ainda tem excelente
desempenho de redução de atrito até em águas da mais baixa qualidade.
Dados de Ecotoxicologia do Mar do Norte ASP FFR900
Teste
Valor desejado (s)
Resultado
Conclusão
Biodegradável
em 28 dias
>20%
>20%
Inerentemente
biodegradável
Log P
<3.0
-0.9
Não-bioacumulável
EC50 (72 horas)
Skeletonema
costatum
> 10 mg/ml
166 mg/ml
Geralmente
não-tóxico
CUTTING EDGE 17
NOVIDADES E ATUALIZAÇÕES
A Nalco lança novo Centro de Tecnologia na Índia
Em agosto, a Nalco inaugurou seu novo e mais moderno Centro de Tecnologia
em Pune, na Índia. As novas instalações em uma área de mais de 3.000 metros
quadrados passam a ser o principal centro de suporte para a unidade de negócios
da Divisão de Serviços de Energia. Essas instalações empregarão eventualmente
mais de 100 químicos e engenheiros, sendo que aproximadamente três quartos
com nível de pós-graduação. Essas instalações vão fornecer suporte técnico
para os nossos clientes nos países do leste. Posteriormente, esse centro vai se
transformar em um outro Centro de Inovação para Energia, visando complementar
as demais instalações globais da nossa empresa. O Centro de Tecnologia inclui
ainda um laboratório de tecnologias analíticas avançadas que fornecerá serviços
de diagnóstico para muitos clientes.
Rede social de Pesquisa e Desenvolvimento
Conhecimento é realmente um diferenciador da empresa, no entanto, a
comunicação muitas vezes limita o sucesso máximo que pode ser alcançado.
A Nalco é fortalecida com mais de 600 especialistas em Pesquisa e
Desenvolvimento no mundo inteiro para solucionar desafios técnicos dos
clientes em vários setores e regiões. Para aproveitar este capital intelectual,
recentemente a Nalco lançou um portal de Pesquisa e Desenvolvimento na Web,
que incentiva as redes sociais. Através deste portal, os pesquisadores podem
rapidamente identificar pessoas com habilidades e capacidades específicas,
compartilhar informações técnicas e solicitar à comunidade respostas para
dificuldades técnicas. O portal de Pesquisa e Desenvolvimento realmente aumenta
a velocidade de entrada no mercado para as novas tecnologias e facilita o
desenvolvimento de soluções superiores para dificuldades técnicas através de
um centro de conectividade. Esse foro permite o debate para a nossa equipe de
pesquisa global distribuída para Conectar-se, Colaborar e Inovar.
Parceiros da Nalco com a NASA em
evento Tecfusion
O tradicional treinamento científico muitas vezes pode levar a um método linear
e departamental para a inovação que não é ideal para as necessidades de
desenvolvimento acelerado do setor de energia. Algumas das melhores ideias
para as novas tecnologias vêm pelo fato de serem expostas à áreas fora do
campo direto de operação. Para incentivar a criatividade e conduzir a inovação,
recentemente a Nalco estabeleceu parceria com a NASA (National Aeronautics
and Space Administration) e a Universidade Estadual da Pensilvânia através do
programa Tecfusion. Este programa foi preparado para incentivar as tecnologias
que foram originalmente desenvolvidas para o programa espacial e agora chegam
ao mercado através de pequenas empresas de start-up. Áreas específicas de
tecnologia de interesse da Nalco foram identificadas e o extenso banco de dados
das tecnologias da NASA foi pesquisado em busca de possíveis equivalências.
Com base nos resultados, várias tecnologias foram analisadas pela equipe de
inovações da Nalco e convites foram enviados posteriormente às empresas
de maior interesse. Uma reunião Tecfusion com duração de um dia promovida
pela Nalco, reuniu representantes dessas empresas e pesquisadores da Nalco
para investigarem o potencial para essas novas tecnologias. O primeiro evento
Tecfusion foi realizado em Naperville, Illinois, em 2010 e a segunda reunião
Tecfusion específica para energia foi em Sugar Land, Texas, em janeiro.
CUTTING EDGE 18
Publicações e apresentações do setor
UPSTREAM
DOWNSTREAM
‘Achieving Sustainable, Optimal SAGD Operations’
de Erick Acosta, foi publicado no 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’ foi publicado por Chris
Russell, Ron Sharpe e Simon Crozier, na edição de setembro
de 2010 de Energy & Fuels 24, 5483-5492.
‘Optimization of a Microbial Control Program to Minimize
the Risk of Microbiologically Influenced Corrosion’ de
Vic Keasler e Brian Bennett, foi publicado na edição de
setembro de 2010, de Oil and Gas EURASIA.
‘Analysis of Bacterial Kill Versus Corrosion from use of
Common Oilfield Biocides’ de Vic Keasler, Brian Bennett
e H. McGinley, foi publicado na ata da 8ª edição da
International Pipeline Conference, documento nº IPC201031593, 2010.
‘Analysis and Identification of Biomarkers and Origin
of Color in a Bright Blue Crude Oil’ de 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 e Alan G.
Marshall (uma publicação conjunta com a Universidades
Estadual da Flórida, Woods Hole Oceanographic Institution
e Schlumberger), foi apresentado na Petrophase 2010 e
publicado em Energy & Fuels 2011, 25, 172-182.
‘Study of Live Oil Wax Precipitation with High Pressure
Micro-DSC’ de Priyanka Juyal, Tran Cao, David Fouchard,
Andrew Yen e Rama Venkatesan (uma publicação conjunta
com Chevron), foi apresentado na Petrophase 2010 e
também aceito para publicação em Energy & Fuels.
‘Flow Assurance in the Ultradeep/Deep Water Regime’
was given por Stephan Allenson como palestra de abertura
na seção Flow Assurance do Petrophase 2010.
A poster entitled ‘Development and Application of a Scale
Inhibitor for Electrical Submersible Pumps Suitable for
Very Cold Weather’ de Kevin Spicka e Sandra LinaresSamaniego foi exibido na conferência de Petróleo e Gás
SPE em Moscou, em 2010.
‘Analytical Characterization of Sediment Formed in Soy
Oil-Based B20 Biodiesel’ de Timothy P. McGinnis e Kim B.
Peyton, foi publicado na edição de setembro de 2010 do
Journal of ASTM International, Vol. 7, Nº 8.
‘Mitigate Corrosion in Your Crude Unit’ foi publicado na
edição de setembro de 2010 de Hydrocarbon Processing,
Vol. 89, Nº 9.
‘Opportunities, Problems, and Solutions’ , um artigo com
enfoque na dessalinização de petróleo pesado e com alto
teor de sólidos, de Brad Mason e Sam Lordo foi publicado na
edição de março de 2010 de Hydrocarbon Engineering Vol.
15, Nº 3, 48-57.
‘Quench Oil Fouling and Viscosity Control in Primary
Fractionators’ de Maria Beata Manek, Meha Shah e Daniel
Frye, foi apresentado no dia 13 de março de 2010, na
Annual ARTC (Cingapura).
‘Fortis® Metal and Popcorn Passivation of Butadiene
Units: An Environmentally Friendly Alternative’ de Jessica
Hancock, Maria B. Manek, Robert Presenti, Lisheng Xu,
foi apresentado em setembro de 2010, na BASF Licensee
Experience Exchange Meeting (Viena, Áustria).
‘Process Gas Compressor Fouling & Washing Mitigation:
A Better Understanding of Fouling Phenomenon &
Compressor Design Techniques’ foi apresentado por
Satoshi Hata, Junichi Horiba e Sheri R. Snider (uma
apresentação conjunta com Mitsubishi Japão) em março de
2010, na AIChE Spring Meeting e no 6º Congresso Global
em Segurança do Processo.
CUTTING EDGE 19
Desejo de trabalhar. . .
A Divisão de Serviços de Energia da
Nalco oferece oportunidades para
excelentes cientistas em todas as
áreas da indústria de petróleo e gás.
Desde as perfurações até as bombas
de gasolina, a equipe de cientistas da
Nalco fornece as mais avançadas e
econômicas soluções para problemas
críticos do mundo real. Seja para
ajudar a maximizar a produção de
petróleo e gás em um ativo em declínio,
garantindo uma produção segura e
confiável em ambientes extremos como
águas profundas, ou para minimizar
o consumo de energia em operações
de refino, a Nalco tem uma equipe de
cientistas altamente treinados que
orientam as inovações neste campo
tecnicamente exigente.
O nosso Centro de P&D global está
localizado na bela cidade de Sugar
Land, no Texas. O nosso novo Centro
de P&D que atende o oriente está
localizado em Pune, na Índia. Temos
excelentes oportunidades nos dois
locais para cientistas inovadores,
preferencialmente com doutorado
em uma disciplina técnica. Dá-se
preferência por experiência anterior
no setor petrolífero, porém esse não
seja um pré-requisito. Habilidade
para a comunicação, disposição para
viagens, e postura criativa e positiva
são qualidades essenciais. A Nalco
Company oferece salário competitivo e
excelente pacote de benefícios.
Em um ambiente dinâmico,
enfrentando alguns dos desafios
tecnológicos e de pesquisa mais
críticos do mundo hoje?
Junto com cientistas do mais
alto nível, de renome mundial
por seu conhecimento técnico?
Para uma empresa
comprometida em fazer a
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população mundial?
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Água, Energy
Energiaand
e ArAir
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NALCO COMPANY
Divisão de Serviços de Energia: 7705 Highway 90-A • Sugar Land, Texas 77478 • USA
Europa: Ir.G.Tjalmaweg 1 • 2342 BV Oegstgeest • The Netherlands
América Latina: Av. das Nações Unidas 17.891 • 6° Andar 04795-100 • São Paulo • SP • Brazil
Ásia Pacífico: 2 International Business Park • #02-20 The Strategy Tower 2 • Cingapura 609930
Índia: Kumar Planet IT • Magarpatta City Road • Hadapsar • Pune • Índia 411028
Contamos com a diversidade da nossa equipe de trabalho para orientar o nosso crescimento e sucesso. Os nossos benefícios e
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da Nalco Company. ©2011 Nalco Company • Todos os direitos reservados 04/11
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