En el mediano y corto plazo lograremos demostrar como el uso de nanofluidos puede reducir contundentemente los gases contaminantes emitidos por combustibles de origen fósil tales como la gasolina y el diésel.

Prácticas ambientales adoptadas por muchos gobiernos como el uso de Biodiesel (B-100) en el diésel tradicional a una concentración del 10% en países como Colombia y el Bioetanol al 10% hacen de la compensación de gases de efecto invernadero un mecanismo amigable con el medio ambiente.

La implementación de nanofluidos en estos combustibles no supera concentraciones mayores al 0,12% y 0,15%, una dosificación y concentración bastante pequeña que no alterara la industria actual, no requerirá de modificaciones ni adaptaciones tanto en la infraestructura energética como los automóviles, el proceso podrá ser sencillo, ágil y eficaz.

Estos test de laboratorio se han realizado en combustibles como gasolina, diésel y fuel Oil arrojando resultados prometedores en cuanto a mejoramiento de la eficiencia y reducción de gases contaminantes en estos combustibles.

Al mismo tiempo hemos realizado innumerables pruebas en vehículos reales calculando los niveles de contaminación producido por vehículos que usan gasolina y vehículos diésel en centros de diagnóstico automotriz CDA, en un antes y después de aplicar nanofluidos en los combustibles permitiéndonos entender cómo actúa esta tecnología logrando reducir en un promedio del 50% los gases emitidos por los vehículos pequeños, motocicletas, camiones, buses y maquinaria Diésel.

Gasolina, diésel y fuel Oil menos contaminantes.

Un arduo trabajo de más 3 de años mediante pruebas en laboratorios estudiando diversas propiedades tanto en combustible como en combustibles tratados y dosificados haciendo uso de nanofluidos como:

  • Análisis espectroscopia de infrarrojo
  • Determinación de poder calorífico interior
  • Cromatografías de gases masas.
  • Termogavimetiras
  • Análisis de emisiones
  • Fluorescencia de rayos
Combustibles menos contaminantes

Procedimiento

Se realizan diferentes mezclas y dosificaciones de nanofluidos con gasolina, Diésel y fuel Oil, estas se prepararon en suficiente cantidad para realizar cada uno de los análisis a saber: cromatografía de gases, termogravimetría, poder calorífico superior, análisis de emisiones, fluorescencia de rayos X y FTIR.

Características de las muestras

Los nanofluidos son muestras incoloras, sin sólidos disueltos y sin humedad aparente.

Espectroscopia de infrarrojo medio

Los combustibles puros y en mezclas con nanofluidos son analizados mediante espectroscopia infrarroja empleando el equipo de Infrarrojo con transformada de Fourier (FTIR) marca Shimadzu modelo IRTracer-100 con software de adquisición de espectros LabSolutions IR, base de datos Shimadzu Corporation y rango de espectro de 500-4000 cm-1, con el fin tener una huella digital de los combustibles analizados junto con el nanofluido.

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Análisis de poder calorífico

Con la finalidad de conocer la cantidad de energía desprendida en la reacción de combustión de los combustibles antes y después de ser mezclados con los nanofluidos, se realiza el análisis de poder calorífico a través de la Bomba calorimétrica modelo C200, Marca P.A. Hilton Ltd. A presión de 23 psi para la combustión y 33 psi para el poder calorífico.

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Cromatografía de gases

El análisis cromatográfico se realiza en equipo cromatógrafo de gases Hewlett-Packard 7890ª con detector selectivo de masas triple cuádruplo 5975C, la temperatura del inyector fue de 250°C, flujo de gas de arrastre de 1 mL/min, Split 30:1, programación de temperatura inicial del horno 30 °C @ 5 °C/min hasta 250 °C, columna polar DB-WAX de 30 metros de longitud.

Análisis termogravimétrico (TGA)

A cada muestra de nanofluidos se les realiza análisis termogravimétrico para conocer las reacciones de descomposición y volatilización de estos compuestos a determinada temperatura. Éste análisis se realiza en equipos analizador termogravimétrico TGA marca TA Instruments 5500 Discovery, en crisoles de cromium-platino, desde temperatura ambiente hasta 600°C a una velocidad de calentamiento de 10°C/min en atmósfera de N2.

Análisis de emisiones

La medición de las emisiones generadas se realizan en equipos medidores de gases de combustión Enerac 700, con sistema de detección por celda y por IR para CO2, CO, HC, NOX Y NO; donde evidencian las emisiones generadas por el proceso de combustión para cada uno de los combustibles a evaluar. Se ha encontrado que al aplicar nanofluidos existe una disminución en las concentraciones de CO, HC, NOx, NO2 y NO, favoreciendo así la baja concentración de estos en la atmósfera por la contaminación ambiental. Sin embargo, Las concentraciones de CO2 no presentan diferencia alguna al adicionar nanofluidos a los combustibles.

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Análisis de fluorescencia de rayos X

El análisis de las muestras a la fecha nos ha mostrado que los nanofluidos son de origen orgánico sin ningún tipo de elemento metálico en su matriz.

Beneficios

La reducción del CO implica la existencia de una combustión completa generando así aspectos positivos en el impacto de la salud ya que la disminución de este compuesto evita alteraciones en el sistema vascular y nervioso al disminuir la adhesión del CO a la hemoglobina de la sangre reduciendo el flujo de oxígeno en el torrente sanguíneo. Por otro lado, al aplicar nanofluidos a los combustibles en la emisión de hidrocarburos (HC) se evidenció una reducción del 100% para los 4 tipos de combustibles, esta reducción indica que el combustible es quemado completamente. Los impactos relacionados a las emisiones de HC en la salud y el ambiente son generados principalmente por los compuestos orgánicos volátiles (COV). Estos compuestos son precursores del ozono y algunos de ellos, como el benceno, formaldehído y acetaldehído, tienen una alta toxicidad para el ser humano. Para el caso de los Óxidos de Nitrógeno (NOX, NO Y NO2) la adición de nanofluidos genera una disminución en la concentración favoreciendo la disminución en la formación del Ozono, al fenómeno de la lluvia ácida y a las enfermedades respiratorias en niños y personas asmáticas. Las concentraciones de CO2 presentan una disminución en la emisión para la adición de los nanofluidos en la gasolina y el Diésel.
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Mejoramiento y transporte de crudos pesados y extrapesados

Actualmente las reservas de crudo pesado representan alrededor del 70% de las reservas mundiales de crudo específicamente crudos que se encuentran entre los 7.1 a 19.9 grado API, además de las altas viscosidades que estos presentan, Colombia no es la excepción, el crudo pesado y extrapesados brinda innumerables retos a la industria, la dificultadas para llevar estos crudos a superficie, así como reducir la viscosidad y otra serie de variables como concentración de agua y sedimentos BSW, concentración de sales, elevar los grados API a norma de requerimientos internacionales.

Retos mundiales en torno a los crudos pesados y extrapesados

  • Altas viscosidades
  • Bajos grados API.

En Algunos Casos

  • Alta concentración de agua y sedimentos BSW.

  • Altas concentraciones de sales

  • Niveles elevados de azufre.

Sobrecostos para la Industria

  • Dificultad para el transporte por tuberías.
  • Sobrecostos en diluyentes.
  • Sobrecostos en químicos de tratamiento.
  • Taponamiento de las tuberías por la calidad del crudo.
  • Sobrecostos en mantenimiento y desgaste de las tuberías de transporte.
  • Sobrecostos por aumento del volumen de transporte.
  • Altas pérdidas de diluyentes por la alta volatilidad y sobrecosto en estabilización en transporte por tuberías.

Los crudos pesados y extrapesados están generando nuevos desafíos para la industria, sobrecostos en diluyentes y químicos, también se vienen presentando diversos problemas para la obtención transporte y refinación de los crudos pesados y extrapesados, toda esta situación reduce la eficiencia y productividad de los procesos en la industria energética, generando un alto impacto financiero que no se presentaba hace algunos años.

La industria en Colombia

La situación en Colombia es muy similar a la que viene presentándose en diversos países del mundo entre ellos grandes productores de la región como México, Brasil y Venezuela, ubicando a Colombia como el cuarto productor de petróleo en Latinoamérica.

Colombia cuenta con cerca de 450 campos petroleros en los que se explotan más de 1000 pozos, de estos 110 campos son productores de crudos pesados y extrapesados que equivalen al 60% de la producción total de crudo en el país que se ubica en los 850.000 bpd de los cuales 510.000 corresponden a crudos pesados.

Los dos mayores campos productores de crudo en Colombia, rubiales con 132.000 bpd y castilla con 121.363 bpd ubicados en la producción de crudos pesados y extrapesados, juntos suman cerca de 253.350 bpd que equivalen al 50% de la producción de crudos pesados del país y al 30% de la producción total de crudo (pesados + livianos) en Colombia.

Los campos productores de crudo en rangos de entre 10 -14 ° API usan en los procesos iniciales de dilución entre 18 - 25 % de nafta y que debido al alto porcentaje de volatilidad de esta y en el transcurso del tiempo se evapora, haciendo necesario inyección constante de diluyentes y que al final el porcentaje de dilución termina ubicándose entre el 25 – 30 % según el tiempo y el trayectos de recorrido del crudo. En crudos extrapesados de rangos entre 7-10° API el porcentaje inicial de dilución se ubica en un 25% y al final el porcentaje de dilución termina superando el 30% y en algunas ocasiones otros diluyentes adicionales.

Estos son los retos que se presentan actualmente no solo en Colombia sino en muchos países productores de petróleo alrededor del mundo.

Nuestro Gran reto en la industria Oil & Gas

Implementar nuevas tecnologías como el uso de nanofluidos que permitan optimizar los procesos de producción, transporte, refinación y especialmente en la recuperación secundaria que permitan producir a menor costo y mejorar la calidad de los hidrocarburos pesados y extra pesados cubriendo las necesidades que demanda la industria petrolera en de la Región, permitiéndole hacerse más productiva y competitiva frente a los procesos actuales.

Años de investigación en los crudos más representativos de Colombia como el crudo del Campo Rubiales, Castilla y Chichimene analizando muestras puras y contrastándolas con diversas dosificaciones entre tecnologías actuales mezclada con nanofluidos a diferentes concentración demuestran un futuro prometedor para estas tecnologías que podrían no solo optimizar y mejor la eficiencia en los procesos actuales sino también tener un alto beneficio a favor del medio ambiente y la salud de las personas mediante la producción de productos refinados más limpios y menos contaminantes.

Ventajas de la tecnología de Nanofluidos

Los desarrollos tecnológicos de Nanofluidos ostentan ser una alternativa ecológica, libre de químicos que podría ofrecer características capaces de optimizar los hidrocarburos y combustible derivados para varios usos, la tecnología de nanofluidos demuestra ser prometedora dado sus excelentes oportunidades de negocio y ventajas como:

  • Menor porcentaje en costos por diluyentes.
  • Reducción de los gastos operativos y aumento de ganancias en la producción.
  • Reducción inmediata de la viscosidad.
  • Aumento en la movilidad del crudo.
  • Reducción de los caudales de transporte.
  • Disminución en el consumo energético.
  • Estabilidad de la viscosidad a través del tiempo.
  • Dilución o reducción en las formaciones de depósitos carbonosos en los sistemas de transporte y almacenamiento.
  • Disminución significativa de los procesos de “Marraneo”.
  • Mayor eficiencia en sistemas de transporte por aumento de lubricidad y reducción de fricción.
  • Disminución en el uso de diluyentes y químicos.
  • Reducción en la generación de residuos.
  • Incentivos tributarios por el uso de tecnologías limpias.

Algunas otras Ventajas

  • Disminución de las concentraciones de sólidos en perforación y transporte.
  • Disminución en potencia de Bombas.
  • Eliminación de costras.
  • Disminución de torque y arrastre.
  • Menor probabilidad de pega diferencial.
  • Reducción de fricción en tubo.
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Nuestro Desarrollo

En este análisis se han desarrollado fases de documentación e implementación del Sistema de Gestión de la Calidad basado en los requerimientos de la Norma NTC ISO/IEC 17025:2005 para las pruebas a realizar en los Laboratorio de Fluidos tales como: agua y sedimentos, gravedad API, gravedad específica, salinidad en crudos, viscosidad Saybolt y cinemática, punto de relampagueo y fuego, tratamiento químico de emulsiones crudo-agua, punto de fluidez y presión de vapor Reid. En el proceso se incluyen la planeación de actividades después de realizar el diagnóstico a través de la recopilación de información acerca del laboratorio y las actividades realizadas diariamente en estos y el diseño de los documentos pertinentes para llevar a cabo la implementación del SGC, todo esto siguiendo los pasos del ciclo de mejora continua PHVA, donde:

P es planear: establecer los objetivos y procesos necesarios para conseguir resultados de acuerdo con los requisitos del cliente y las políticas de la organización.

H es hacer: implementación de los procesos.

V es verificar: realizar el seguimiento y medir los procesos y los productos vs las políticas, los objetivos y los requisitos del producto e informar sobre los resultados.

A es actuar: tomar acciones correctivas, preventivas o de mejora para optimizar continuamente el desarrollo de los procesos.

Pruebas

1. Gravedad API

La gravedad API, con sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.

Un mayor valor de gravedad API en un producto de refinería representa que este tiene un mayor valor comercial. Esto básicamente debido a la facilidad (operacional y económica) de producir destilados valiosos como gasolina, jet fuel y gasóleo con alimentaciones de crudos livianos y a los altos rendimientos de los mismos.

Alcances

Es importante destacar las capacidades que tiene la tecnología, para llegar a modificar la estructura molecular del crudo, fragmentándolo y reconociendo la mejoría del crudo a estudiar. Los crudos pesados representan una problemática para optimizar el proceso de fluidez, hasta el punto en que son sometidos a muy altas temperaturas para modificar su estructura y someterlos a mezclas con aditivos para mejorar sus condiciones de transporte y fluidez, haciendo que este adquiera un valor adicional representativo que se ve reflejado en el momento de la fiscalización y por consiguiente limitaciones por parte de la empresa estatal. Los resultados obtenidos mediante la dosificación son importante, teniendo en cuenta que la tecnología se desempeña mejor en crudos donde las viscosidades son altas y con gravedades API por debajo de 13 ºAPI.

2. Viscosidad

Es una medida que poseen los fluidos de la resistencia interna al movimiento, esto se debe a la fuerza de atracción que hay entre sus moléculas. La viscosidad de un líquido está directamente relacionada con el tipo y tamaño de los compuestos que lo constituyen. Las viscosidades de los líquidos compuestos por moléculas grandes y complejas serán mucho más altas, que las viscosidades de líquidos compuestos por moléculas más pequeñas. La viscosidad de los crudos se mide en poise o centipoise, en honor al médico e investigador Jean Louis Poiseuille.

Según el método que se utilice para su determinación, la viscosidad recibe varios nombres, entre los más sobresalientes se tiene:

-  Viscosidad absoluta o dinámica: En términos físicos, la viscosidad absoluta se expresa en Dina-segundo por centímetro cuadrado. O de otra manera, se expresa que la viscosidad absoluta de un fluido es la fuerza tangencial en dinas necesarias para mover una unidad de área de un plano a unidad de velocidad, con relación a otro plano fijo y a una unidad de distancia entre los planos, mientras que el fluido en cuestión está en contacto con los dos planos. Cada crudo en situación estática en el yacimiento tiene determinada viscosidad, característica de la presión y temperatura. A veces se le llama coeficiente de viscosidad dinámica o simplemente viscosidad. Así la viscosidad absoluta o dinámica es una medida de la resistencia del flujo o la deformación de un líquido.

-  Viscosidad cinemática: Es la medida del tiempo de flujo para un volumen fijo de fluido que fluye por gravedad a través de un capilar. Esta viscosidad en centipoise divida por la densidad a la misma temperatura se designa en unidades Stokes o centistokes

Alcances

Los resultados obtenidos son satisfactorios, teniendo en cuenta que las condiciones establecidas para transportar un crudo son equivalentes a 300 cP, alcanzando viscosidades menores a estas donde fácilmente podemos enviar un crudos por tubería.

3. PUNTO DE RELAMPAGUEO Ó PUNTO DE INFLAMACIÓN (FLASH POINT)

Desde el punto de vista del consumidor la importancia del punto de fluidez de un aceite depende enteramente del uso que va a dársele al aceite. Por ejemplo, el punto de fluidez de un aceite de motor a utilizarse en invierno debe ser lo suficientemente bajo para que el aceite pueda fluir fácilmente a las menores temperaturas ambientes previstas. Por otro lado, no existe necesidad de utilizar aceites con bajos puntos de fluidez cuando estos van a ser utilizados en las plantas con altas temperaturas ambiente o en servicio continuo tal como turbinas de vapor u otras aplicaciones.

Alcances

Por medio de pruebas demostrar como se reduce significativamente la  pérdida de vapores livianos, hasta el punto de necesitar menor temperatura para que la muestras llegue a producir combustión.

4. BSW (Contenido de Agua y Sedimento)

El agua está asociada a la totalidad de los crudos producidos de un yacimiento y los sedimentos provienen de la misma roca en donde se encuentra almacenado originalmente. La determinación del contenido de agua y sedimento se requiere para determinar precisamente los volúmenes netos de crudo involucrados en ventas, aportes, intercambios, inventarios y transferencias. Una cantidad excesiva de agua y sedimentos en los crudos es alarmante, debido a que puede causar corrosión del equipo y problemas en el procesamiento y transporte del crudo, además de infringir las regulaciones estatales dispuestas. El conocimiento del contenido de sedimento del crudo y fuel oil es relevante para la operación de refinamiento, tasación y venta del aceite. El método consiste en colocar una porción de una muestra representativa de aceite, contenida en un dedal refractario, es extractada con tolueno caliente hasta que el residuo se convierta en una masa constante. La masa de residuo, calculada como un porcentaje, se reporta como “sedimento por extracción“.

Alcances

Esta es una de las pruebas más representativas donde vemos las capacidades que tiene la tecnología en llegar a romper las emulsiones del crudo y presentar una mayor captación de Agua y Sedimentos.

Físicamente el romper las emulsiones es debilitar las tensiones intersticiales que hay entre el crudo y las gotas de agua acumuladas, se debe romper la tensión que hay entre el crudos y el agua para que se presente un mayor porcentaje de sedimentos y de agua captados dejando así un porcentaje mínimo de estos, dado que las condiciones de transporte demandan que el BSW sea  menor al 0.3 % de acuerdo a la norma  ASTM D 96 – 88.

5. PRESIÓN DE VAPOR (VAPOR REID)

La presión de vapor es una propiedad física importante de los líquidos volátiles, las moléculas del líquido aumentan su energía cinética con el aumento de la temperatura hasta pasar a la fase gaseosa, en este proceso algunas moléculas pierden un poco de energía y retornan a la fase líquida, si mantenemos la temperatura constante (que para el método Reid es 100˚F (37.8˚C), se logra un equilibrio físico-químico apreciable cuando se alcanza una presión constante la cual es llamada presión de vapor Reid. El valor de presión de vapor es importante tanto para gasolinas de automóviles como para aviones afectando su encendido, explosividad y tendencia a evaporarse operando a altas temperaturas o altitudes. Es importante el conocimiento de la presión de vapor de aceites crudos en procesos de producción de crudo, tratamiento en refinería y manejo en general. El intercambiador de líquido es llenado con la muestra fría y luego conectado al intercambiador de vapor previamente calentado a 37.8˚C (100˚F) en el baño. Luego todo el ensamblaje es sumergido en un baño a 100˚F hasta que se observe una presión constante. Esta presión se reporta como presión de vapor Reid.

6. PUNTO DE FUEGO (FIRE POINT)

Es la mínima temperatura corregida a presión barométrica de 101,3 kPa (760 mmHg) en la que los vapores del fluido en presencia de una fuente de ignición, se encienden y queman continuamente por al menos cinco segundos. Esta temperatura siempre debe ser superior al Punto de Inflamación. Cuando cualquier producto del petróleo se encuentre expuesto al aire y la temperatura del producto se eleve, más y más vapores serán producidos, aumentando la relación vapor-aire. Eventualmente se llega a una temperatura a la cual la mezcla de vapor-aire puede mantener momentáneamente una combustión, sin una fuente de ignición que esté presente.

7. PUNTO DE FLUIDEZ

Es la temperatura más baja en la cual un lubricante o un combustible destilado puede fluir, cuando se enfría bajo condiciones preestablecidas. En ciertos aceites sin ceras, el punto de fluidez está relacionado con la viscosidad. En estos aceites la viscosidad aumenta progresivamente a medida que la temperatura disminuye hasta llegar a un punto en que no se observa ningún flujo existente.

Desde el punto de vista del consumidor la importancia del punto de fluidez de un aceite depende enteramente del uso que va a dársele al aceite. Por ejemplo, el punto de fluidez de un aceite de motor a utilizarse en invierno debe ser lo suficientemente bajo para que el aceite pueda fluir fácilmente a las menores temperaturas ambientes previstas. Por otro lado, no existe necesidad de utilizar aceites con bajos puntos de fluidez cuando estos van a ser utilizados en las plantas con altas temperaturas ambiente o en servicio continuo tal como turbinas de vapor u otras aplicaciones.

8. EMULSIONES

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos mutuamente inmiscibles, uno de los cuales está disperso en finas gotas en el otro. El líquido presente como pequeña gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el líquido que lo rodea es la fase continua o externa. El petróleo crudo que se produce en un campo se encuentra en la mayoría de los casos mezclado con agua, en cantidades que varían en un rango muy ampliado de acuerdo a varios factores, como la vida productiva del pozo, la tasa de producción y la procedencia del agua, entre otros. Se pueden encontrar tres tipos de emulsiones agua - petróleo:

 

  • INVERSA.

Petróleo en agua: Hidrofílica. Está compuesta de glóbulos de petróleo dispersados en una fase continua de agua. Este tipo ocurre aproximadamente en el 1% de las emulsiones producidas, estando el petróleo muy diluido, conteniendo menos del 1% de petróleo.

    • Fase dispersa: Petróleo.
    • Fase continua: Agua

 

  • DIRECTA O NORMAL.

Agua en petróleo: Oleofílica. Comprende cerca del 99% de las emulsiones de los campos de petróleo. El contenido de agua puede variar de 0% a 80%, pero usualmente se encuentra en el rango de 10% a 35%

Aporte a la industria

Es importante entender que el comportamiento de nuestra labor en la industria es buscar un aporte significativo y de manera favorable con los crudos y su entorno, donde por medio de pruebas realizadas hemos notado la capacidad de los nanofluidos para mejorar las propiedades de diferentes crudos pesados y extrapesados que actualmente son dosificados con altas concentraciones  de  Nafta y Xileno,  entre otros productos químicos  para mejorar las condiciones y calidad, haciendo que los costos de tratamiento de crudos aumenten de una manera exponencial.

Al analizar, las ventajas que tienen nuestros procesos se verán reflejados en la industria con  un alto valor agregado en procesos de innovación y rentabilidad mediante un aumento significativo en la gravedad API y reducción considerable de la viscosidad,  permitiendo la fluidez de los crudos con los estándares de transporte en líneas de tuberías (˂400 cP).