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para Oil & Gas Argentina

El problema de las parafinas

Los depósitos de parafinas en tuberías y líneas de producción representan uno de los principales desafíos operativos. Al enfriarse el fluido por debajo del punto de opacidad (WAT), los componentes de alto peso molecular cristalizan y se adhieren a las paredes internas, reduciendo el diámetro efectivo e incrementando la caída de presión.

La formulación óptima se determina mediante pruebas dinámicas de flujo frío y análisis SARA del crudo. FEBEL ofrece tanto inhibidores (que modifican la estructura cristalina) como dispersantes (que rompen depósitos ya formados).

• Los inhibidores actúan sobre el punto de fluidez y la estructura cristalina de las parafinas
• Los dispersantes rompen depósitos existentes y los mantienen en suspensión para su transporte al separador
• Los inhibidores cinéticos de hidratos (KHI) previenen la nucleación y crecimiento en líneas de gas a alta presión

Línea WaxOFF · KHI-300

• WaxOFF i — Inhibidor de deposición. Dispersa y previene la formación de parafinas, reduce la opalescencia y mejora el flujo en líneas de producción.
• WaxOFF DC — Dispersante anti-adherente de parafinas y asfaltenos. Tratamiento curativo 800 ppm / preventivo 100 ppm. Facilita el transporte de parafinas disueltas al separador y dispersa depósitos de asfaltenos en tuberías y equipos de producción, previniendo la agregación y deposición de estas macromoléculas.
• WaxOFF D — Dispersante de parafinas. Impide la adhesión y crecimiento de cristales en superficies metálicas. Tratamientos curativos y preventivos.
• KHI-300 — Inhibidor cinético de hidratos. Previene nucleación y crecimiento de hidratos en líneas de gas a alta presión. Dosis: 0,5–3% v/v.

El problema de la carga líquida

En pozos de gas maduros, la acumulación de agua y condensado en el fondo del pozo reduce la presión de fondo y puede llegar a detener la producción. El gas no tiene suficiente velocidad para levantar el líquido, generando un ciclo de ahogamiento progresivo.

Los espumantes reducen drásticamente la tensión superficial del líquido, permitiendo que el gas lo eleve en forma de espuma liviana hasta la superficie sin necesidad de compresión adicional ni workover.

• Aplicación directa al fondo del pozo por cabezal o capilares de inyección
• Las barras sólidas VelON se lanzan por el tubing sin equipos especiales
• Compatibles con inhibidores de corrosión y de hidratos
• Eficaces en pozos con alta relación agua/gas

Línea FoamON · VelON

• FoamON B — Agente espumante winterizado en formato líquido. pH 9.0–10.5 · d=1.00–1.05 g/cm³. Formulación resistente a bajas temperaturas para pozos en zonas frías. Aplicación por cabezal en batch de 2–4 barras equivalentes o por inyección continua. Elimina la carga líquida permitiendo el flujo natural del gas a superficie.
• VelON E — Barras espumígenas sólidas para pozos de gas. Formato sólido que se introduce directamente por el tubing sin equipos adicionales. Dosis inicial: 2–4 barras según profundidad y carga de líquido. Al contacto con el líquido acumulado genera espuma estable que el gas eleva hasta la superficie. Ideal para pozos sin línea de inyección instalada.

Desafíos técnicos del GNL

La producción de GNL exige estándares de pureza del gas extremadamente exigentes. El gas de alimentación de la planta licuefactora debe cumplir especificaciones estrictas de H₂S (<4 ppm), CO₂, mercaptanos, agua libre (punto de rocío) y contenido de metales que pueden dañar los intercambiadores criogénicos.

En todo el proceso —desde el pozo hasta el buque metanero— los equipos operan en condiciones extremas: alta presión, temperaturas criogénicas (–162°C), y fluidos que plantean desafíos únicos de corrosión, formación de hidratos y deposición de sólidos.

• Control de H₂S y CO₂: el gas debe llegar a la planta con H₂S <4 ppm y CO₂ <50 ppm para evitar congelamiento en intercambiadores
• Punto de rocío de agua: el gas debe estar completamente deshidratado — cualquier traza de agua forma hidratos en las condiciones criogénicas
• Corrosión criogénica: aceros y aleaciones especiales requieren inhibición específica en condiciones de baja temperatura
• Mercaptanos y azufre total: deben eliminarse a menos de 1 mg/m³ para cumplir especificaciones de calidad del GNL exportable
• Metales pesados: mercurio y otros metales deben removerse para proteger los intercambiadores de aluminio

Productos FEBEL para GNL

• SecON OX (Oxazolidine 60%) — Secuestrante no nitrogenado oil-soluble para eliminación de H₂S en el gas de alimentación. Sin aporte de agua, preserva el punto de rocío. Esencial donde se requiere mínima humedad en el gas tratado previo a licuefacción.
• SecON 999b / SecON H — Secuestrantes no nitrogenados para corrientes acuosas en separadores y scrubbers previos a la planta. Sin dithiazinas ni subproductos que contaminen el gas.
• KHI-300 — Inhibidor cinético de hidratos para líneas de transporte de gas hacia la planta. Previene la formación de hidratos en tuberías a alta presión y baja temperatura previas al proceso de licuefacción.
• CorrOFF V — Inhibidor film-forming estable hasta 150°C para líneas de transporte y equipos de proceso upstream a la planta. Protección frente a CO₂ y H₂S en condiciones multifásicas.
• ScaleOFF DUAL / 9493 — Control de incrustaciones en agua producida asociada al gas y en sistemas de enfriamiento de la planta. Previene CaCO₃, CaSO₄ y sílice en intercambiadores y columnas de absorción.
• MetOFF PDC — Precipitante de metales pesados para remoción de trazas metálicas en corrientes de agua de proceso, protegiendo los lechos de carbón activado y los intercambiadores de aluminio de la planta criogénica.
• MudOFF Y / Z / X — Clarificación de agua producida asociada al gas antes de su disposición o reinyección, cumpliendo especificaciones de descarga en instalaciones de GNL.

Ventaja técnica de los no nitrogenados

Los secuestrantes tradicionales basados en triazinas (MEA, DEA) generan dithiazinas y otros subproductos nitrogenados al reaccionar con el H₂S. Estos compuestos contaminan el gas tratado, forman depósitos sólidos en equipos downstream y pueden exceder los límites de nitrógeno en las especificaciones de gas de venta.

Para el transporte de gas seco, el aporte de agua libre es crítico: los secuestrantes acuosos convencionales elevan el punto de rocío y afectan las especificaciones del gasoducto.

• Sin aminas: sin generación de dithiazinas ni N-formylmorpholine
• Sin aporte significativo de agua en formulaciones oil-soluble (OX)
• Biodegradables y de bajo impacto ambiental
• Compatibles con especificaciones de gas natural comercializable
• Alta reactividad selectiva: 2–3 ppm de producto por ppm de H₂S

Línea SecON — Comparativo técnico

• SecON OX — Oxazolidine 60% · Oil-soluble · pH 9.95 · d=0.966 g/cm³. Elimina H₂S y CO₂ en corrientes de hidrocarburo y gas seco. Sin subproductos nitrogenados, mínimo aporte de agua, preserva punto de rocío y especificaciones de exportación.
• SecON 999b — EDDM · No nitrogenado · pH 6.0–8.0 · d=1.10–1.20 g/cm³. Eliminación selectiva de H₂S sin aminas. Biodegradable. Para sistemas acuosos con restricción absoluta de compuestos nitrogenados.
• SecON H · No nitrogenado. Sin subproductos nitrogenados. Adaptado a diferentes familias de pH. Complementario para gases ácidos con restricciones de calidad.
• SecON MBC · Scavenging rápido de H₂S en sistemas acuosos. Acción inmediata para concentraciones elevadas de H₂S en situaciones de alta carga.
• Triazina 60% · pH 9–11 · d=1.020–1.080 g/cm³. Secuestrante tradicional eficaz y económico donde no hay restricción de subproductos nitrogenados. Dosis: 2–3 ppm/ppm H₂S.

Perforación y Estimulación

• Ácidos: Clorhídrico 19/33%, Fórmico 85%, Fosfórico 75/80/85%, Sulfónico 96%, Sulfúrico 98/50/29% — para acidificación, estimulación y limpieza de formaciones.
• Fluidos de perforación: CMC-HV, PAC-LV, Goma Xántica, PHPA sólida — viscosificantes, reductores de filtrado y estabilizadores de lutitas.
• Densificantes y estabilizadores: Cloruro de Calcio 94%/77%/33%, Cloruro de Potasio, Formiato de Potasio 74%, Formiato de Sodio, Bicarbonato de Sodio.
• Oxidantes y especiales: Agua Oxigenada 130/200/250 VOL., Glutaraldehído 50%, THPS 75%, Persulfato de Amonio.
• Floculantes: Sulfato de Aluminio, PAC 18%, Poliacrilato de Sodio 40%, Policloruro de Aluminio 18%.
• Otros perforación: Reductores de fricción, viscosificantes y gelificantes, reticulantes base boratos, ruptores de gel, reductores de filtrado.

Mantenimiento y Flota

• Desengrasantes: neutros, alcalinos y ácidos biodegradables para equipos y flotas.
• Solventes: dieléctricos, removedores de crudo y alquitrán, Shell Sol 90, Butilglicol, Diluyente Alcohólico 96%.
• Anticongelantes: Monoetilenglicol, Trietilenglicol, Propilenglicol, Dipropilenglicol — orgánicos e inglésicos.
• Otros mantenimiento: Urea grado automotriz y Urea industrial, agua destilada técnica, Percloroetileno.

Midstream y Downstream

• Control de H₂S: Triazina 80/60%, THPS 75%, Glutaraldehído 50%, Bisulfito de Amonio 60%, Metabisulfito de Sodio, Tiosulfato de Sodio.
• Control de hidratos: Monoetilenglicol, Trietilenglicol — inyección y regeneración en gasoductos y plantas.
• Álcalis industriales: Hidróxido de Sodio perlas/escamas, Soda Cáustica Líquida 29/50%, Hidróxido de Potasio, Potasa Cáustica Líquida 29/50%, Carbonato de Sodio.
• Surfactantes: Nonil Fenol 6/10 moles, DMAPA, Alcohol Laurico Etoxilado 7M, LESS 70%, Alcohol Cetilestearílico — para emulsificación y desemulsificación.
• Tratamiento de agua: Hipoclorito de Sodio, Sulfato de Aluminio 8%, PAC 18%, Sulfato de Cobre Nieve, Sulfato de Zinc, Formol 37%.

Catálogo completo de materias primas

Aceite de Ricino · Ác. Acético Glacial/90% · Ác. Bórico · Ác. Cítrico Anhidro · Agua Amoniacal 21/26 Be · Alcohol Cetyl 98% · Alcohol Isopropílico · Bicarbonato de Sodio · Carbonato de Potasio · Carbonato de Sodio Denso/Liviano · CMC-HV · Cloruro de Calcio 94%/77%/33% · Cloruro de Potasio · Fosfito de Potasio · Formiato de K 74% · Formiato de Na · Glicerina · Goma Xántica · Hidrosulfito de Sodio · Hipoclorito de Na · Metabisulfito de Na · MEA · MEG · Nonil Fenol 10 moles · Parafina · PAC-LV · PHPA sólida · Poliacrilato de Na 40% · PAC 18% · Potasa Cáustica L 29/50% · Propilenglicol · Sal Entrefina/Gruesa · Shell Sol 90 · Soda Cáustica L 29/50% · Sulfato de Al 8% · Sulfato de Amonio · Sulfato de Cobre Nieve · Sulfato de Mg · Sulfato de K · Sulfato de Zn · Sol. Ác. Cítrico 30/40/50% · Sulfuro de Sodio · TEG · Tiosulfato de Na · THPS 75% · Urea Industrial/Automotriz

Línea FoamOFF · AE — Antiespumantes

• FoamOFF 5 — Silicona 5% (60.000 cps) en kerosene. d=0.80–0.85 g/cm³ · punto de inflamación ~40°C · insoluble en agua. Rompe burbujas por reducción de tensión superficial. Para fluidos de perforación, refinación, lavado de gases, tanques y líneas de flujo en Oil & Gas. Dosis: 0,1–1%. Tambores 200 L / IBC 1.000 L.
• Antiespumante AE-10 — Emulsión acuosa 10% siliconas. pH 4–7 · sólidos 10–13% · ensayo <15 seg. Ideal para pinturas, limpieza y tratamiento de efluentes. Dosis: 50–500 ppm. Diluir ~50% antes de aplicar.
• Antiespumante AE-30 — Emulsión acuosa 30% siliconas. pH 4–7 · sólidos 30–33%. Mayor efecto residual y menor DBO que AE-10. Para sistemas con alta tendencia espumante o periodos largos entre tratamientos. Dosis: 50–500 ppm.

Guía de selección

• Sistema base hidrocarburo: FoamOFF 5 (oil-soluble, kerosene). Para perforación, refinación y tanques de HC.
• Sistema base agua — baja carga: AE-10 (10% activo). Pinturas, detergentes, efluentes industriales ligeros.
• Sistema base agua — alta carga: AE-30 (30% activo). Tratamiento de efluentes, papelera, fermentación, procesos continuos.
• Almacenamiento AE-10 y AE-30: 5°C a 40°C · no congelar · no exponer al sol. No mezclar con otros químicos.
• Almacenamiento FoamOFF 5: área fresca y seca · lejos de fuentes de ignición · envases herméticos. UN1223 (Kerosene) · Clase 3 · Grupo III.