Científicos desarrollan un sensor para medir petróleo en reservorios

El nuevo sistema permite verificar el nivel de las capas de los materiales que componen el crudo a un costo equivalente a la mitad del de las actuales tecnologías

Por Elton Alisson

Agência FAPESP – El petróleo que se extrae en pozos terrestres y marítimos está compuesto por distintas concentraciones de gas, el propio hidrocarburo crudo, agua y detritos tales como arena, aparte de otros sedimentos. Con el fin de permitir la separación de estos materiales no mezclables (no miscibles), en las refinerías se almacena el petróleo extraído en tanques, para que se produzca la decantación fraccionada, en la cual los materiales que componen el negro líquido aceitoso se acomodan en capas estratificadas y superpuestas.

De esta manera, es posible drenar dichos materiales selectivamente. Pero, para realizar este procedimiento de drenaje selectivo con eficiencia, se debe medir con precisión el nivel de las diferentes capas (interfaces): la de agua-petróleo, por ejemplo.

De acuerdo con expertos del área, un problema en tales casos consiste en que son muy altos los costos de los cotejos realizados con las tecnologías actualmente disponibles en el mercado: la instrumentación nuclear o la tecnología de onda guiada.

“Una medición del nivel de petróleo puede llegar a costar 300 mil reales, y las refinerías de petróleo deben realizar tres de ellas diariamente en promedio. La medición de nivel es necesaria en todas las etapas del ciclo de industrialización del crudo, desde el proceso de extracción y elevación, pasando por la refinación y llegando a los procesos de almacenamiento y distribución”, declaró Cláudio Dezidério, director de la empresa Synbeeosis, a Agência FAPESP.

Esta fábrica de productos y sistemas de control de fluidos industriales radicada en la ciudad de São Carlos, en el interior de São Paulo, desarrolló –en el marco de un proyecto realizado con el apoyo del Programa FAPESP Investigación Innovadora en Pequeñas Empresas (PIPE)– un sensor capacitivo (que detecta cualquier tipo de masa) de niveles e interfaces, con el cual se podrán realizar mediciones en tiempo real permanentemente y a la mitad del costo de los sistemas existentes actualmente con esa finalidad.

Los primeros ensayos de utilización del sensor estuvieron a cargo de esta empresa, en asociación con el Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), perteneciente a Petrobras y con sede en Río de Janeiro.

“Los resultados de la primera etapa de ensayos demostraron la factibilidad técnica y comercial del sensor”, dijo Carlos Seleghim, coordinador del proyecto. “No existe una tecnología equivalente a la del sistema de medición que hemos desarrollado en Brasil. Las tecnologías existentes son mucho más caras y en algunos casos inviables para su uso en gran escala, en razón de su alto costo.”

El sensor que desarrolló Synbeeosis consiste en un asta compuesta por un tubo de material no metálico, con electrodos fijados internamente a lo largo de toda su extensión.

Este instrumento funciona como un capacitor que se activa mediante la incidencia de un campo eléctrico sobre su superficie, que se genera debido a la carga eléctrica de un material líquido o sólido que entre en contacto con él.

Al acercarle un determinado material a los electrodos del sensor, tal como el agua o el hidrocarburo aceitoso que componen el petróleo, el campo eléctrico (la capacitancia) del dispositivo aumenta. Un sistema electrónico del instrumento detecta la variación de capacitancia del sensor.

De esta forma, al ser insertárselo verticalmente en los tanques de almacenamiento y procesamiento de petróleo, el sensor funciona como una “regla electrónica”, y así determina el nivel de las capas de materiales no miscibles y en estratos que componen el petróleo, al detectar la variación de capacitancia entre los electrodos.

“El sensor mide con una precisión muy alta los niveles de las interfaces, debido a la alta sensibilidad de la instrumentación capacitiva”, afirmó Seleghim.

Según el coordinador, las refinerías emplean un sistema de válvulas instaladas en la parte más baja de los tanques de separación para drenar el agua y mantener únicamente el petróleo en los reservorios.

Este proceso de drenaje del agua de los tanques de separación de petróleo se hace visualmente, y una cantidad considerable petróleo se perdía, debido a que no existía hasta ahora un sensor que indicase claramente los niveles de cada sustancia en los reservorios, de acuerdo con Seleghim.

“El sensor que desarrollamos permite medir con suma precisión dónde termina la capa de petróleo y donde empieza la de agua en un reservorio de crudo, eliminando así el riesgo de pérdida de petróleo durante el drenaje del agua”, dijo.

“Debido a que se basa en una instrumentación capacitiva, el instrumento redunda en una diferencia de costo sumamente ventajosa cuando se lo compara con una regla de medición del nivel con tecnología nuclear, por ejemplo, que cuesta hasta 150 mil reales, dependiendo de su longitud”, comparó.

El sistema de control

La segunda fase de ensayos del sensor se realizará en el polo de producción y refinación de petróleo de Petrobras de Atalaia, en la ciudad de Aracaju (estado de Sergipe). El sensor integrará también un sistema remoto y online de monitoreo y control de campos de petróleo terrestres, cuyo desarrollo también estuvo a cargo de la empresa en el marco de otro proyecto que contó con el apoyo del PIPE.

El sistema denominado “Blueidea”, se destina a controlar la producción y la calidad del petróleo en pozos terrestres, y se lo someterá a pruebas en un campo petrolífero llamado Canto do Amaro, ubicado en el estado de Rio Grande do Norte.

“La idea es llevar adelante la gestión de ese campo de petróleo –que tiene 14 pozos terrestres distribuidos en un radio de 18 kilómetros– en forma remota y racionalizada, utilizando internet wi-fi e instrumentos tales como el sensor de nivel de petróleo que desarrollamos con e apoyo del programa PIPE-FAPESP”, dijo Seleghim.

La operación del campo petrolífero de Rio Grande del Norte está a cargo de 18 trabajadores cuya función consiste en accionar las válvulas de las unidades de bombeo de petróleo, aparte de otras tareas.

El objetivo del sistema es permitir la operación de todos los dispositivos que integran el campo de petróleo –tales como unidades de bombeo, válvulas y bombas de compresión– y obtener mejoras en el proceso de producción de petróleo mediante la racionalización y la minimización de pérdidas como consecuencia del monitoreo de pérdidas.

Los datos podrán visualizarse de manera integrada en paneles sinópticos (de control) en las computadoras del centro de operaciones de la empresa petrolera, ubicado a 40 kilómetros del campo de petróleo.

“El objetivo del sistema consiste en incrementar la racionalidad y disminuir las pérdidas de campos de petróleo terrestres, de manera tal de permitir que la empresa produzca petróleo en forma más barata e incremente su productividad”, dijo Seleghim.

Presentación de propuestas

La FAPESP emitió el 24 de noviembre un llamado a la presentación de propuestas para el Primer Ciclo de Análisis de 2015 del Programa PIPE. Se ha reservado un máximo de 15 millones de reales para la cubrir las propuestas seleccionadas. El plazo final el registro de los proyectos en el SAGe (el sistema electrónico de envío de propuestas a la FAPESP) es el día 2 de febrero de 2015.

Las propuestas de financiación deben referirse a proyectos de investigación que puedan desarrollarse en dos etapas: 1) demostración de la factibilidad técnica del producto o proceso, con una duración máxima de nueve meses y recursos de hasta 200 mil reales; 2) desarrollo del producto o proceso innovador, con una duración máxima de 24 meses y recursos de hasta un millón de reales.

Cuando los proponentes ya hayan realizado actividades tecnológicas que demuestren la factibilidad del proyecto, podrán presentar propuestas directamente en la Etapa 2.

Pueden presentar propuestas científicos vinculados a empresas de pequeño porte (con hasta 250 empleados) del estado de São Paulo que cuenten con unidades de investigación y desarrollo.

El manual completo para la presentación de propuestas está disponible en la siguiente dirección electrónica: www.fapesp.br/pipe.

La FAPESP divulgará el resultado enviando a cada proponente los dictámenes técnicos de los evaluadores. Los dictámenes pueden ser útiles para el perfeccionamiento de las propuestas, ya sea que se las apruebe o no. En caso de que una propuesta no sea aprobada, su proponente podrá perfeccionarla corrigiendo las fallas apuntadas, y presentar una nueva solicitud cuando se emita el siguiente pliego.

Más información sobre este llamado en: www.fapesp.br/9095.