BR112018009893B1

BR112018009893B1 - Método para tratamento de inibição de incrustação de água fresca ou salmoura usada em poço de produção de petróleo, gás ou geotérmica ou formação subterrânea

Info

Publication number: BR112018009893B1
Application number: BR112018009893-0A
Authority: BR
Inventors: Angela I. Padilla-Acevedo
Original assignee: Dow Global Technologies Llc
Priority date: 2015-12-07
Filing date: 2016-05-09
Publication date: 2022-04-12
Also published as: MX2018006213A; US10934473B2; RU2725189C2; CO2018006322A2; CN108291136A; BR112018009893A8; BR112018009893A2; AR104517A1; EP3387087B1; WO2017099840A1; US20200263076A1; MX389164B; EP3387087A1; CN108291136B; CA3007621A1; RU2018122614A3; RU2018122614A

Abstract

COMPOSIÇÕES DE INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO TERMICAMENTE ESTÁVEIS. A presente invenção se refere a composições de inibidor de incrustação poliméricas termicamente estáveis e uso das mesmas. De preferência, o inibidor de incrustação polimérico é um copolímero de ácido policarboxílico compreendendo ácido acrílico, ácido metacrílico, e ácido estireno sulfônico. As composições de inibidor de incrustação poliméricass da presente invenção são particularmente adequadas para o tratamento de inibição de alta pressão/alta temperatura de poços de produção de petróleo, gás, geotérmicos e/ou formações subterrâneas.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção se refere a composições de inibidor de incrustação poliméricass termicamente estáveis e uso das mesmas. Especificamente, a referida composição compreende um ácido policarboxílico compreendendo ácido acrílico, ácido metacrílico e ácido estireno sulfônico. As composições de inibidor de incrustação poliméricas da presente invenção são particularmente adequadas para aplicações de alta pressão/alta temperatura e para uso com salmoura com altas concentrações de cálcio.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[002] Os polímeros inibidores de incrustação são frequentemente usados em tratamento de água e aplicações de campo de petróleo para minimizar e/ou prevenir a deposição de incrustação. A deposição de incrustação pode ocorrer no transporte de misturas aquosas e em formações rochosas subterrâneas devido à presença de cátions de metais alcalino-terrosos com água, tais como cálcio, bário, estrôncio e semelhantes, bem como a presença de ânions como fosfato, sulfatos, carbonatos, silicatos e semelhantes. Quando esses íons estão em concentrações suficientes, podem formar um precipitado que se acumula nas superfícies internas dos condutos utilizados para o transporte ou nas formações rochosas subterrâneas, que restringem o fluxo dos meios de interesse, por exemplo, água ou óleo.

[003] Em aplicações em campos petrolíferos, as incrustações que são comumente formadas incluem sulfato de cálcio, sulfato de bário e/ou incrustações de carbonato de cálcio que geralmente são formadas nas águas doces ou salmoura usadas em estimulação de poço como resultado de concentrações aumentadas desses íons particulares, pH da água, pressões e temperaturas. Além disso, fosfato de cálcio pode se formar na presença de fosfatos comumente usados para tratar poços e tubulações para corrosão. O acúmulo destes precipitados minerais pode reduzir ou bloquear o fluxo nos condutos e nas formações rochosas, além de causar outros problemas. Em muitos casos, o primeiro aviso sobre a existência de um depósito de incrustação significativo pode ser um declínio no desempenho do poço. Nestes casos, técnicas de remoção de escala podem ser necessárias. Como resultado, um custo potencialmente substancial, incluindo o tempo de inatividade, é necessário para afetar o reparo como resultado da incrustação.

[004] Os materiais inibidores de incrustação são comumente aplicados às formações rochosas por meio de um tratamento de aperto antes da produção. Nestas aplicações, é adicionada uma forma relativamente concentrada do inibidor de incrustação. Usando o método, o inibidor de incrustação é bombeado para uma zona de produção de água e se liga à formação por adsorção química ou pela precipitação ativada por temperatura. Quando o poço é colocado de volta em produção, o inibidor de incrustação se libera da rocha de formação para fornecer inibição de incrustação.

[005] A injeção capilar é outro método para fornecer materiais inibidores de incrustação. Na injeção capilar, uma forma relativamente concentrada da composição do inibidor de incrustação é continuamente bombeada para o poço durante a produção.

[006] Devido à mudança dos padrões de uso e disponibilidade de energia, a exploração e a produção estão ocorrendo em profundidades crescentes. Como resultado, os produtos químicos utilizados para aumentar a produção de petróleo e gás são submetidos a temperaturas crescentes (isto é, 150°C a 230°C) e pressões (isto é, 25.000 a 30.000 psi), que geralmente são conhecidas por aumentar em função da profundidade do poço. Muitas das composições comumente usadas como inibidores de incrustação têm um pH ácido e são instáveis em condições de alta temperatura e pressão. Sob tais condições, essas composições se degradam e não realizam a função desejada como um inibidor de escala.

[007] As Publicações US 2012/0118575 e 2005/0096233 se referem a um processo para prevenir a incrustação em um sistema aquoso através da introdução de um polímero solúvel em água que compreende um monômero insaturado não ionizável, um ácido vinil sulfônico e um ácido estireno sulfônico. Embora inibidores de incrustação polimérica solúveis em água que compreendam na sua cadeia principal um ácido sulfônico alifático (isto é, vinil sulfonato) demonstrem boa inibição na formação de calcita, após envelhecimento térmico a temperaturas moderadas a elevadas, os inibidores demonstram uma redução dramática na eficácia.

[008] Existe a necessidade de uma composição de inibidor de incrustação com boa estabilidade térmica útil para aplicações de alta pressão/alta temperatura e de salmouras com concentrações elevadas de cálcio.

BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[009] Um método para o tratamento de inibidor de incrustação de água doce ou salmoura, usado em um poço de produção de óleo, gás e geotérmica ou formação subterrânea que compreende a etapa de introduzir uma composição aquosa de inibidor de incrustação no poço de produção de óleo e gás ou na formação subterrânea em que a composição de inibidor de incrustação aquosa compreende um copolímero de ácido policarboxílico compreendendo ou consistindo essencialmente em ou consistindo nos seguintes monômeros: i) dois ou mais ácidos e/ou anidridos e/ou sais monoetilenicamente insaturados destes, de preferência a) ácido acrílico, de preferência numa quantidade de 50 a 70 por cento em peso e b) ácido metacrílico, de preferência numa quantidade de 15 a 25 por cento em peso, e ii) um ácido estireno sulfônico e/ou um dos seus sais, de preferência ácido 4-estireno sulfônico, de preferência numa quantidade de 15 a 25 por cento em peso, em que os percentuais em peso são baseados no peso combinado dos monômeros.

[0010] Em uma modalidade do presente método aqui divulgado acima, o copolímero de ácido policarboxílico é um copolímero compreendendo ou consistindo essencialmente em ou consistindo em ácido acrílico, ácido metacrílico e ácido 4-estireno sulfônico, preferivelmente com um peso molecular médio ponderal de 1.000 a 50.000 Daltons.

[0011] Em uma modalidade do presente método aqui divulgado acima, a composição de inibidor de incrustação aquosa é introduzida por um tratamento de compressão.

[0012] Em uma outra modalidade do presente método aqui divulgado acima, a composição de inibidor de incrustação aquosa é introduzida por um tratamento de injeção capilar.

[0013] Em uma outra modalidade do presente método aqui divulgado acima, o tratamento inibidor de incrustação é pré-formado em condições de temperatura de 230°C a 260°C.

[0014] Em uma outra modalidade do presente método aqui divulgado acima, a água fresca ou salmoura tem uma concentração de cálcio igual ou superior a 15 000 ppm.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0015] A composição de inibidor de incrustação de acordo com a presente invenção compreende um copolímero de ácido policarboxílico que é o produto da reação compreendendo, consistindo essencialmente em, ou consistindo nos seguintes monômeros: i) dois ou mais ácidos monoetilenicamente insaturados (aqui referido como um primeiro ácido monoetilenicamente insaturado e um segundo ácido monoetilenicamente insaturado) e/ou anidridos e/ou seus sais e ii) um ácido estireno sulfônico e/ou um de seus sais. Os polímeros de ácido policarboxílico e os métodos para polimerizar são bem conhecidos; ver USP 5.294.686 e USP 6.001.940, ambos incorporados por referência na sua totalidade. Qualquer método de polimerização adequado pode ser usado para preparar o copolímero de ácido policarboxílicos da presente invenção, tais como o método de polimerização por radicais livres, polimerização aquosa em massa/dispersão, polimerização em solução ou polimerização em emulsão.

[0016] A copolimerização dos comonômeros pode ser realizada na presença de iniciadores de polimerização incluindo, sem limitação, persulfato de amônio, persulfato de sódio, persulfato de potássio, iniciadores azo, azobisisobutironitrila (AIBN), peróxidos orgânicos ou inorgânicos, nitrato de cério e amônio, percloratos e semelhantes. Os iniciadores de polimerização estão geralmente em uma quantidade de cerca de 0,01 a cerca de 10 por cento em peso com base no peso total dos monômeros como é apreciado pelos versados na técnica.

[0017] Em algumas modalidades, o copolímero de ácido policarboxílico da presente invenção possui pelo menos três comonômeros, o primeiro e o segundo ácidos monoetilenicamente insaturados e o ácido estireno sulfônico, em outras modalidades, o copolímero pode ter, além dos dois ácidos monoetilenicamente insaturados e ácido estireno sulfônico, um ou mais comonômeros adicionais, ou seja, o copolímero de ácido policarboxílico da presente invenção pode ter três, quatro, cinco, seis ou mais comonômeros.

[0018] Em algumas modalidades, o copolímero de ácido policarboxílico da presente invenção tem apenas três comonômeros, o primeiro e o segundo ácidos monoetilenicamente insaturados e o ácido estireno sulfônico,

[0019] Ácidos monoetilenicamente insaturados adequados podem ser monoácidos, di-ácidos ou poliácidos e os ácidos podem ser ácidos carboxílicos, ácidos fosfônicos, sais ou combinações dos mesmos. Os ácidos monoetilenicamente insaturados adequados são, por exemplo, ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido crotônico, ácido vinilacético, ácido e sais de metal alcalino e amônio dos mesmos. Os ácidos dicarboxílicos monoetilenicamente insaturados e os anidridos dos ácidos cis-dicarboxílicos adequados são, por exemplo, ácido maleico, anidrido maleico, anidrido 1,2,3,6-tetra-hidroftálico, 3,6-epoxi-1,2,3,6- anidrido tetra-hidroftálico, anidrido 5-norborneno-2,3-dicarboxílico, anidrido biciclo[2.2.2]-5-octeno-2,3-dicarboxílico, anidrido 3-metil-1,2,6-tetra-hidroftálico, anidrido 2-metil-1,3,6-tetra-hidroftálico, ácido itacônico, ácido mesacônico, ácido fumárico, ácido citracônico e sais de metal alcalino e amônio dos mesmos. Outros ácidos monoetilenicamente insaturados adequados incluem ácido alilfosfônico, ácido isopropenilfosfônico, ácido vinilfosfônico e sais de metal alcalino e amônio destes. Mais preferencialmente, os dois ou mais ácidos carboxílicos monoetilenicamente insaturados incluem ácido acrílico e ácido metacrílico.

[0020] Copolímeros de ácido policarboxílicoadequados podem compreender um ou mais monômeros de ácido monoetilenicamente insaturado copolimerizados com um ou mais monômeros monoetilenicamente insaturados isentos de ácido.

[0021] Os monômeros monoetilenicamente insaturados isentos de ácido adequados incluem C1 to C4 alquil ésteres de ácidos acrílicos e metacrílicos , tais como metil acrilato, etil acrilato, butil acrilato, metil metacrilato, etil metacrilato, butil metacrilato e isobutil metacrilato; hidroxialquil ésteres de ácidos acrílicos ou metacrílicos, tais como hidroxietil acrilato, hidroxietil metacrilato e hidroxipropil metacrilato. Outros monômeros monoetilenicamente insaturados isentos de ácido são acrilamidas e acrilamidas alquil substituídas, incluindo acrilamida, metacrilamida, N-terc-butilacrilamida, N-metilacrilamida e N,N-dimetilacrilamida. Outros exemplos de monômeros monoetilenicamente insaturados isentos de ácido incluem acrilonitrila, metacrilonitrila, álcool alílico, fosfoetil metacrilato, 2- vinilpiridina, 4-vinilpiridina, N-vinilpirrolidona, N-vinilformamida, N-vinilimidazol, vinil acetato e estireno.

[0022] Os comonômeros preferidos são um ácido maleico e vinil acetato, ácido acrílico e vinil acetato, ácido acrílico e N-terc-butilacrilamida, ácido metacrílico e vinil acetato, ácido metacrílico e N-terc-butilacrilamida, mais preferencialmente ácido acrílico e ácido metacrílico, em que os polímeros resultantes podem consistir apenas nos dois monômeros descritos acima acima ou compreendem os dois monômeros descritos e um ou mais monômeros adicionais.

[0023] O primeiro ácido monoetilenicamente insaturado, de preferência ácido acrílico, está presente no copolímero numa quantidade igual ou superior a 40 por cento em peso, de preferência igual ou superior a 45 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou maior do que 50 por cento em peso de monômeros polimerizados. O ácido monoetilenicamente insaturado está presente no copolímero em uma quantidade igual ou inferior a 80 por cento em peso, de preferência igual ou inferior a 75 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou inferior a 70 por cento em peso do peso dos monômeros polimerizados.

[0024] O segundo ácido monoetilenicamente insaturado, de preferência ácido metacrílico, está presente no copolímero numa quantidade igual ou superior a 5 por cento em peso, de preferência igual ou superior a 10 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou maior que 15 por cento em peso de monômeros polimerizados. O segundo ácido monoetilenicamente insaturado está presente no copolímero em uma quantidade igual ou inferior a 45 por cento em peso, de preferência igual ou inferior a 35 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou inferior a 25 por cento em peso de monômeros polimerizados.

[0025] O dois ou mais ácidos monoetilenicamente insaturados são polimerizados com um ácido estireno sulfônico ou seu sal. Entre os ácidos estireno sulfônicos (e seus sais), o ácido 4-estireno sulfônico é de preferência usado.

[0026] O ácido estireno sulfônico está presente no copolímero de ácido policarboxílico em uma quantidade igual ou superior a 5 por cento em peso, de preferência igual ou superior a 10 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou superior a 15 por cento em peso de monômeros polimerizados. O ácido estireno sulfônico está presente no copolímero em uma quantidade igual ou inferior a 45 por cento em peso, de preferência igual ou inferior a 35 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou inferior a 25 por cento em peso de monômeros polimerizados.

[0027] Numa modalidade da presente invenção, o copolímero policarboxílico compreende: i) de 50 por cento em peso a 70 por cento em peso de um primeiro ácido e/ou anidrido monoetilenicamente insaturado e/ou um dos seus sais e de 15 por cento em peso a 25 por cento em peso de um segundo ácido monoetilenicamente insaturado e ii) de 15 por cento em peso a 25 por cento em peso de ácido estireno sulfônico e/ou um dos seus sais, em que a percentagem em peso é baseada no peso total de monômeros polimerizados.

[0028] Quando o copolímero de ácido policarboxílico compreende unidades derivadas de ácidos policarboxílicos insaturados (e/ou seus sais) e/ou ácido estireno sulfônico (e/ou seus sais), de preferência são utilizados sais de sódio, potássio ou amônio dos referidos ácidos. Quando um ou mais sal está presente, preferencialmente igual ou inferior a 20 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 15 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 10 por cento em peso, mais cada sal é de preferência igual ou inferior a 30 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 5 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 1 por cento em peso dos monômeros polimerizados.

[0029] A solução aquosa da presente invenção compreende de 1 por cento em peso a 50 por cento em peso de copolímero de policarboxilato com base no peso total da solução aquosa. De preferência, o copolímero de ácido policarboxílico está presente na solução aquosa da presente invenção em uma quantidade igual ou superior a 1 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou superior a 5 por cento em peso, e ainda mais preferencialmente igual ou superior a 10 por cento em peso com base no peso total da solução aquosa. De preferência, o copolímero de ácido policarboxílico está presente na solução aquosa da presente invenção em uma quantidade igual ou inferior a 60 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 50 por cento em peso, e ainda mais preferencialmente igual ou inferior a 20 por cento por cento com base no peso total da solução aquosa.

[0030] De preferência, o copolímero de ácido policarboxílico é um polímero de baixo peso molecular com um peso molecular médio ponderal igual ou inferior a 50.000. De preferência, o peso molecular médio ponderal do copolímero de ácido policarboxílico é igual ou superior a 1.000 Daltons, mais preferencialmente igual ou superior a 2.500 Daltons, e ainda mais preferencialmente igual ou superior a 5.000 Daltons. De preferência, o peso molecular médio ponderal do copolímero de ácido policarboxílico é igual ou inferior a 40.000 Daltons por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 20.000 Daltons, e ainda mais preferencialmente igual ou inferior a 10.000 Daltons.

[0031] As experiências podem ser realizadas em um laboratório para determinar uma concentração mínima eficaz de inibidor (MIC), que apenas inibe a formação de incrustação inorgânica em condições de produção simuladas. A capacidade do operador para determinar com rapidez e precisão a quantidade de inibidor de incrustação nos fluidos produzidos e comparar isso com os valores de MIC gerados permitem que ele decida quando é necessário ou desejável retirar o reservatório ou aumentar a taxa de adição do topo para garantir que nenhum dano ocorra em seu reservatório ou equipamento devido à deposição de incrustação inorgânica.

[0032] A MIC eficaz para um inibidor de incrustação não termicamente envelhecido da presente invenção é igual ou inferior a 30 ppm, mais preferencialmente igual ou inferior a 25 ppm, e mais preferencialmente igual ou inferior a 10 ppm. A concentração mínima eficaz de inibidor (MIC) para um inibidor de incrustação termicamente envelhecido de 200°C da presente invenção é igual ou inferior a 30 ppm, mais preferencialmente igual ou inferior a 20 ppm, mais preferencialmente igual ou inferior a 15 ppm, e mais preferencialmente igual ou inferior a 10 ppm. De preferência, o inibidor de incrustação da presente invenção tem uma diferença de % em MIC (MICΔ) entre MICnão envelhecido e MICenvelhecido a 200°C de igual ou inferior a 50%, de preferência igual ou inferior a 25%, preferencialmente igual ou inferior a 20%, e mais preferencialmente igual ou inferior a 15%, onde em que MICΔ pode ser um número negativo, por exemplo, um valor de MICΔ = - 20% denota um valor de MICΔ inferior a zero.

[0033] De acordo com algumas modalidades, as composições de polímero inibidor de incrustação da presente invenção podem ser utilizadas para tratar a incrustação em qualquer sistema de água no qual a incrustação pode provavelmente se formar. Sistemas de água exemplificativos incluem, sem limitação, sistemas de água de torre de resfriamento (incluindo sistemas de recirculação aberta, fechados e de passagem única); poços de petróleo, formações de fundo de poço, poços geotérmicos e outras aplicações de campo de petróleo; caldeiras e sistemas de água de caldeiras; águas de processo mineral, incluindo lavagem mineral, flutuação e beneficiamento; digestores de moinho de papel, lavadoras, fábricas de branqueamento e sistemas de água branca; evaporadores de licor preto na indústria de celulose; depuradores de gás e lavadores de ar; processos de fundição contínua na indústria metalúrgica; sistemas de ar condicionado e refrigeração; água de processo industrial e de petróleo; refrigeração por contato indireto e aquecimento de água, tais como água de pasteurização; sistemas de recuperação e purificação de água; sistemas de filtragem de membrana de água; correntes de processamento de alimentos (carne, vegetais, beterrabas açucares, cana-de-açúcar, grãos, aves, frutas e soja); e sistemas de tratamento de resíduos, bem como em aplicações de clarificadores, e de líquido-sólido, tratamento de esgoto municipal ou sistemas de água industriais ou municipais.

[0034] Uma modalidade preferida da presente invenção é um método para o tratamento de inibição de incrustação de um poço de produção de petróleo, gás, geotérmica e/ou formação subterrânea. A composição de inibidor de incrustação da presente invenção pode ser introduzida por injeção capilar e/ou por um tratamento de compressão.

[0035] A injeção capilar de inibidor de incrustação pode ser realizada no topo ou no fundo do poço através de linhas de injeção química. A injeção capilar na cabeça do poço ou no fundo do poço pode ser necessária em poços injetores, especialmente para a reinjeção de água produzida, ou na produção de correntes de poço. A injeção capilar nos poços injetores também foi realizada para evitar incrustações na produção de poços. A injeção capilar em águas produzidas geralmente é realizada no topo da cabeça do poço, onde outros produtos químicos de produção, como inibidores de corrosão, podem ser injetados. Na verdade, muitos inibidores de incrustação não são compatíveis com certos inibidores de corrosão. Os inibidores de incrustação também podem ser injetados no fundo do poço se uma coluna capilar estiver disponível ou através do sistema de injeção de elevação de gás. Na injeção de elevação de gás, é importante adicionar um solvente de baixa pressão de vapor (depressor de pressão de vapor, VPD), como um glicol, à solução aquosa de inibidor de incrustação, para evitar a evaporação excessiva do solvente e a "formação de resíduos" do inibidor de incrustação. Além disso, pode ser necessário glicol ou algum outro inibidor de hidrato para suprimir a formação de hidrato de gás. Um dissolvedor de incrustação misturado com um inibidor de incrustação também foi implantado em um sistema de elevação de gás.

[0036] Para aplicações de injeção capilar, a concentração de copolímero de ácido policarboxílico na composição de inibidor de incrustação aquosa da presente invenção é igual ou superior a 1 por cento em peso, de preferência igual ou superior a 5 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou superior a 10 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou superior a 15 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou superior a 20 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou superior a 25 por cento em peso com base no peso total da composição inibidora de incrustação aquosa. Para aplicações de injeção capilar, a concentração de copolímero de ácido policarboxílico na composição de inibidor de incrustação aquosa da presente invenção é igual ou inferior a 90 por cento em peso, de preferência igual ou inferior a 80 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 70 por cento por cento, mais preferencialmente igual ou inferior a 60 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 50 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 40 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou inferior a 35 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou inferior a 30 por cento em peso com base no peso total da composição de inibidor de incrustação aquosa.

[0037] A injeção no fundo de poço de alguns inibidores de incrustação pode levar ao aumento das taxas de corrosão no fundo do poço.

[0038] A ideia básica em um tratamento de compressão de inibidor de incrustação é proteger o fundo de poço do poço da deposição de incrustação e danos de formação. O inibidor, obviamente, continuará a trabalhar acima da cabeça do poço, protegendo a tubagem da incrustação, mas uma outra dose de um inibidor de incrustação pode ser necessária no topo. Em um tratamento de compressão, uma solução do inibidor de incrustação é injetada no poço acima da pressão de formação, pelo qual a solução de inibidor será empurrada para os poros de rocha de formação de poço próximo. O poço é então normalmente fechado por um período de horas para permitir que o inibidor seja retido, por vários mecanismos, na matriz de rocha. Quando o poço é colocado de volta em fluxo novamente, a água produzida passará os poros onde o produto químico foi mantido, dissolvendo um pouco dele. Desta forma, a água produzida deve conter inibidor de incrustação suficiente para evitar a deposição de incrustação. Quando a concentração do inibidor cai abaixo da MIC (concentração mínima de inibidor que evita a deposição de incrustação), o poço deve ser recomprimido. Naturalmente, longas durações de compressão manterão os custos gerais de tratamento da incrustação do poço ao mínimo.

[0039] Em uma modalidade, a composição de polímero inibidor de incrustação utilizada em uma aplicação de compressão pode ser diluída em um solvente carreador (usualmente salmoura) e propagada para uma distância radial otimizada na formação de produção de óleo, onde é retida e depois liberada lentamente de volta à fase aquosa durante a produção normal de poços. Em uma modalidade, o processo de compressão geralmente inclui a aplicação de uma solução diluída do polímero inibidor de incrustação com tensoativo (0,1 por cento em peso) para limpar e resfriar o furo de poço próximo. Uma vez limpo, é introduzida uma solução de alta concentração do polímero inibidor de incrustação entre 5 e 20 por cento em peso, seguida por uma solução de baixa concentração do polímero inibidor de incrustação. As soluções são deixadas em contato com o reservatório por um período de tempo efetivo para permitir o equilíbrio de adsorção, após o qual o poço é retornado à produção. A adesão à formação permite que o polímero inibidor de incrustação permaneça dentro da área do furo de poço próximo sem ser bombeado na emulsão óleo/água

[0040] Embora a aplicação de compressão do produto químico seja um dos métodos mais comuns de tratamento de incrustação do poço, o produto também pode ser aplicado por outras técnicas comumente utilizadas offshore, que incluem injeção de elevação de gás, injeção de anel no fundo do poço, encapsulamento ou técnicas de matriz solúvel, injeção de cabeça de poço submarina através de tratamentos umbilicais ou mesmo secundários para aumentar o desempenho do inibidor à medida que as condições do processo variam a tendência de incrustação.

[0041] Em uma modalidade preferida, a composição de inibidor de incrustação da presente invenção é utilizada no tratamento da incrustação em condições de alta temperatura e/ou alta pressão, por exemplo em poços de produções de petróleo, gás ou geotérmicas. As composições de inibidor de incrustação podem ser utilizadas para tratar a incrustação em condições em que a temperatura é de pelo menos cerca de 100°C ou na faixa de cerca de 260°C, de preferência na faixa de 230°C a 260°C. As composições de inibidor de incrustação também podem ser usadas para tratar a incrustação em condições em que a pressão é pelo menos cerca de 5.000 psi ou na faixa de cerca de 5.000 psi a cerca de 35.000 psi. Em uma modalidade particular, o tratamento de inibição de incrustação é a uma temperatura de cerca de 120°C a cerca de 260°Cm de preferência 230°C a 260°C e uma pressão de cerca de 5.000 a 35.000 psi.

[0042] Numa modalidade preferida, a composição de inibidor de incrustação da presente invenção é utilizada no tratamento da incrustação sob condições em que as salmouras utilizadas na estimulação do poço de produção de petróleo ou gás têm uma concentração elevada de cálcio. As composições de inibidor de incrustação podem ser utilizadas para tratar a incrustação em salmoura com uma concentração de cálcio igual ou superior a 12.000, de preferência igual ou superior a 15.000 e mais preferencialmente com uma concentração de cálcio igual ou superior a 18.000 ppm.

[0043] O polímero e/ou composição de inibidor de escala pode ser utilizado em uma quantidade eficaz para produzir qualquer efeito necessário ou desejado. Em uma modalidade, uma quantidade eficaz da composição de inibidor de escala das modalidades pode ser dependente de uma ou mais condições presentes no sistema particular a ser tratado e porções de inibidor de incrustação no polímero inibidor de incrustação, como seria entendido por um versado na técnica. A quantidade eficaz pode ser influenciada, por exemplo, por fatores como a área submetida à deposição, temperatura, quantidade de água e a respectiva concentração na água da potencial incrustação e espécies formadoras de depósitos.

[0044] Para aplicações de compressão, a concentração de copolímero de ácido policarboxílico na composição de inibidor de incrustação aquosa da presente invenção é igual ou superior a 1 por cento em peso, de preferência igual ou superior a 5 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou superior a 10 por cento em peso, mais preferencialmente igual ou superior a 20 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou superior a 30 por cento em peso com base no peso total da composição de inibidor de incrustação aquosa. Para as aplicações de compressão, a concentração de copolímero de ácido policarboxílico na composição de inibidor de incrustação aquosa da presente invenção é igual ou inferior a 60 por cento em peso, de preferência igual ou inferior a 50 por cento em peso, e mais preferencialmente igual ou inferior a 40 por cento em peso por cento, com base no peso total da composição do inibidor de incrustação aquosa.

[0045] Em uma modalidade da presente invenção, as composições de inibidor de incrustação aquosas da presente invenção compreendem 10 por cento em peso, mais preferencialmente 15, mais preferencialmente 16, mais preferencialmente 17, mais preferencialmente 18, mais preferencialmente 19, mais preferencialmente 20, mais preferencialmente 21, mais preferencialmente 22, mais preferencialmente 23, mais preferencialmente 24, mais preferencialmente 25, mais preferencialmente 26, mais preferencialmente 27, mais preferencialmente 28, mais preferencialmente 29, mais preferencialmente 30, mais preferencialmente 31, mais preferencialmente 32, mais preferencialmente 33, mais preferencialmente 34 ou mais, de preferência, 35 por cento em peso do polímero em peso da composição de inibidor de incrustação aquosa total.

[0046] De acordo com várias modalidades, a composição de tratamento de acordo com a presente divulgação será eficaz quando o polímero inibidor de incrustação for utilizado a níveis iguais ou inferiores a 500 partes por milhão (ppm). Em algumas modalidades, a composição é eficaz a concentrações de pelo menos 1 ppm, de preferência de 1 ppm a 100 ppm; e ainda em outras modalidades; a concentração eficaz é de 1 a cerca de 50 ppm. Em certas modalidades, a concentração eficaz do polímero é igual ou inferior a 10 ppm, de preferência igual ou inferior a 20 ppm, mais preferencialmente igual ou inferior a 30 ppm, mais preferencialmente igual ou inferior a 40 ppm ou ainda mais preferencialmente igual ou inferior a 50 ppm. Em várias modalidades, a composição de tratamento pode ser adicionada diretamente no sistema aquoso desejado a ser tratado em uma quantidade fixa proporcionada o pH é subsequentemente ajustado para neutralizar o polímero como mencionado acima ou pode ser fornecido como uma solução aquosa e adicionado de forma contínua ou intermitente ao sistema aquoso como pode ser desejado para algumas aplicações.

EXEMPLOS

[0047] O inibidor de incrustação avaliado como o Exemplo 1 é um copolímero de ácido poliacrílico de baixo peso molecular compreendendo 55 por cento em peso de ácido acrílico, 20 por cento em peso de ácido metacrílico e 25 por cento em peso de ácido estireno sulfônico) possuindo um Mw médio ponderal de cerca de 7.600 Daltons.

[0048] O inibidor de incrustação avaliado como o Exemplo Comparativo A é um copolímero de ácido poliacrílico de baixo peso molecular compreendendo 80 por cento em peso de ácido acrílico e 20 por cento em peso de ácido metacrílico com um Mw médio ponderal de cerca de 3.100 Daltons disponível como ACCENTTM 1126 da The Dow Chemical Company.

[0049] O envelhecimento térmico dos inibidores de incrustação é realizado principalmente sob condições de tipo de aplicação de compressão. Os inibidores de incrustação são testados como soluções de 20% em peso em água do mar isenta de sulfato em uma bomba de digestão com ácido Parr revestida com teflon colocada em um forno ventilado. Preparação de soluções de inibidor de incrustação aquosas

[0050] O inibidor de incrustação é dissolvido em água do mar sintética isente de sulfato. A composição da água do mar isenta de sulfato está descrita na Tabela 1. A quantidade apropriada de inibidor de incrustação é adicionada a uma garrafa de vidro de 6 oz. e diluída com a quantidade apropriada de água do mar isenta de sulfato para preparar uma solução ativa de 20% em peso. Em seguida, a garrafa é tampada e agitada manualmente para misturar bem. Tabela 1

Preparação de soluções aquosas de inibidor de incrustação não envelhecidas.

[0051] Tanto para o Exemplo Comparativo A como para o Exemplo 1, é preparada uma solução aquosa de 1.000 ppm de inibidor de incrustação numa garrafa de plástico de 250 mL utilizando água desionizada. Preparação de soluções aquosas de inibidor de incrustação envelhecidas.

[0052] Os revestimentos PTFE do recipiente Parr são pesados e depois são preenchidos com solução de inibidor (Nota: a quantidade de solução de inibidor adicionada é igual ou inferior a 60% da capacidade do copo de PTFE). Os revestimentos e as soluções de PTFE são pesados e os pesos são gravados. As referidas amostras do Exemplo Comparativo A e do Exemplo 1 são colocadas num recipiente Parr equipado com um revestimento de PTFE. Antes de selar os recipientes, faz-se borbulhar o gás nitrogênio através da solução por 30 minutos e depois a solução é desgaseificada sob vácuo. Uma vez desgaseificados, os recipientes são selados e aquecidos a 200°C durante cinco dias. Após cinco dias, os recipientes são removidos do reator Parr e deixados resfriar até a temperatura ambiente durante 24 horas. Após o envelhecimento, visualmente, o Exemplo Comparativo A torna-se preto com precipitado e o Exemplo 1 apresenta uma ligeira alteração de cor sem precipitado. Testes de desempenho de "Bloqueio de tubo" dinâmico de carbonato de cálcio.

[0053] O teste de "bloqueio de tubo" dinâmico é conduzido usando um Equipamento de incrustação automatizado PSL Systemtechnik, modelo número 4025. A Salmoura de teste que é preparada misturando salmoura 1 e salmoura 2, composições de salmoura são listadas na Tabela 2. Tabela 2

[0054] Os testes dinâmicos são realizados utilizando as seguintes condições:

[0055] Salmoura = 100% de salmoura (Tabela 4)

[0056] Temperatura do sistema = 100°C

[0057] Pressão do sistema = 250 psi

[0058] Bobina: 1/16" OD SS316, L = 1.000 mm

[0059] Taxa de fluxo = 10 ml/min total (5 mL de cada bomba)

[0060] pH: 6,2

[0061] Tempo de incrustação em branco = 5 a 6 min

[0062] Critério de passagem = aumento de 1 psi em 30 minutos

[0063] Preparação de salmoura = salmoura 1 e salmoura 2 são preparadas separadamente para manter separados os cátions de incrustação (salmoura 1) e os ânions de incrustação (salmoura 2), de modo que ao misturar a salmoura 1 e a salmoura 2 em uma razão de 50:50 daria a composição de Salmoura de teste. A salmoura 1 e a salmoura 2 são filtradas antes da utilização usando um filtro de 0,45 μm. O pH de uma mistura de 50:50 de salmoura 1 e salmoura 2 é orientado para pH 6,2.

[0064] Teste = salmoura 1 e salmoura 2 são injetados separadamente no equipamento. Uma vez que a temperatura e a pressão são misturadas através de uma bobina de incrustação de microfuro. A pressão diferencial é registrada na bobina para estabelecer a extensão da incrustação registrada em função do tempo.

[0065] Teste em branco = Colocar uma bobina SS316 de 1 m, iniciar as bombas para escoar a água destilada através da bobina no modo Teste e ajustar a pressão do sistema para os 250 psi necessários. Em seguida, iniciar as bombas no modo Saída de Teste com as salmoura necessárias e colocar o sistema no modo de Teste novamente. Aquecer o forno a 100°C. Em seguida, iniciar o teste em branco com a bomba 1 injetando Salmoura 1, bomba 2, injetando Salmoura 2. Registrar o aumento da linha de base na pressão diferencial à medida que a salmoura flui através da bobina. Medir o tempo necessário para aumentar a incrustação de 1 psi na pressão diferencial acima da linha de base de salmoura previamente determinada pela bobina. Permitir a incrustação de diferença completa (10 psi é a diferença de pressão diferencial) na pressão diferencial, em seguida, registrar a pressão e o tempo diferencial.

[0066] Limpeza da bobina = Enxaguar a bobina com 10% de ácido cítrico durante 2 a 3 horas a 2 ml/min. Enxaguar a bobina com água destilada durante 2 a 3 horas a 2 ml/min a 5 ml/min. Verificar a pressão diferencial para se certificar de que retorna ao valor original para garantir que a bobina esteja limpa para iniciar a próxima experiência.

[0067] MIC (Concentração Mínima de Inibidor) Experimento = Uma solução de inibidor de incrustação a ser testada é preparada em Salmoura 2. Iniciar a bomba 3 com o inibidor na solução de estoque de Salmoura 2 a 5 ml/min. Iniciar as bombas 1 e 2 com as salmouras necessárias. Iniciar o perfil de teste de MIC química apropriado. Um exemplo de um perfil de teste MIC de um inibidor de incrustação é: 40 ppm (inibidor de incrustação em Salmoura 2) por 30 minutos, 30 ppm a mais por 30 min, próximo 25 ppm por 30 min, próximas 20 ppm durante 30 min, próximas 15 ppm durante 30 min, próximas 10 ppm durante 30 min. Permitir a incrustação completamente e registrar a pressão diferencial, a concentração final do inibidor de incrustação e o tempo da experiência. Os resultados para o Exemplo 1 e o Exemplo Comparativo A antes e depois do envelhecimento são apresentados na Tabela 3. Tabela 3

[0068] Preparação da solução de salmoura de teste: Prepara-se uma solução de reserva de um litro da salmoura de teste desejada empregando os sais inorgânicos apropriados para a concentração de íons desejada (Tabela 4). Os sais inorgânicos são dissolvidos em água desionizada. Podem permanecer quantidades muito pequenas de materiais insolúveis após a dissolução dos reagentes inorgânicos. Para a reprodutibilidade dos resultados, as soluções são filtradas através do papel de filtro Whatman, Grau 1, antes da utilização.

[0069] Preparação de soluções de inibidor de incrustação: são preparadas soluções de inibidor de incrustação de 1000 ppm do Exemplo 1 e do Exemplo comparativo A em água desionizada. A quantidade adequada de inibidor de incrustação é adicionada a uma garrafa de plástico de 250 mL e diluída com a quantidade apropriada de água desionizada. A garrafa foi tampada e agitada manualmente para misturar bem. Tabela 4

[0070] Testes de compatibilidade de bancada com salmoura de teste.

[0071] Preparação de soluções na salmoura de teste com diferentes concentrações de inibidores de incrustação:

[0072] Cada solução é preparada em duplicado empregando frascos de vidro de 20 g com tampas.

[0073] Usando as soluções de inibidor de reserva de polímero de 1000 ppm preparadas acima, a quantidade necessária é transformada em frascos de vidro de 20 gramas e diluída com salmoura de teste para proporcionar concentrações de inibidor a 25 ppm, 50 ppm e 100 ppm, em uma base ativa (tipicamente 40 a 50 por cento em peso de ativos poliméricos).

[0074] As soluções de polímero também são testadas como 1% em peso "tal como está" e são preparadas pesando, por exemplo, 0,2 g da solução de polímero a 40% em peso em água e diluindo para 20 g com salmoura de água de cisalhamento.

[0075] A mistura é agitada completamente usando um pequeno misturador de vórtice.

[0076] O Exemplo 1 é testado antes e depois do tratamento térmico.

[0077] As observações sobre a nebulosidade e os precipitados estão resumidas na Tabela 5. Tabela 5

Claims

1. Método para tratamento de inibição de incrustação de água fresca ou salmoura usada em poço de produção de petróleo, gás ou geotérmica ou formação subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender a etapa de introdução de uma composição de inibidor de incrustação aquosa no poço de produção de óleo, gás ou geotérmica ou formação subterrânea, sendo que a composição de inibidor da incrustação aquosa compreende um copolímero de ácido policarboxílico compreendendo os seguintes monômeros: i) dois ou mais ácidos e/ou anidridos monoetilenicamente insaturados e/ou um dos seus sais;e ii) ácido estireno sulfônico e/ou um dos seus sais, sendo que:i) dois ou mais ácidos e/ou anidridos monoetilenicamente insaturados e/ou um dos seus sais são: (a) ácido acrílico; e (b) ácido metacrílico; e iii) o ácido estireno sulfônico e/ou um dos seus sais é ácido 4-estireno sulfônico; e sendo que:. ia) o ácido acrílico está presente em uma quantidade de 50 a 70 por cento em peso, ib) o ácido metacrílico está presente numa quantidade de 15 a 25 por cento em peso, e iv) o ácido estireno sulfônico e/ou um dos seus sais está presente em uma quantidade de 15 a 25 por cento em peso, em que a percentagem em peso é baseada no peso total dos monômeros polimerizados.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o copolímero de ácido policarboxílico ser um copolímero que consiste em ácido acrílico, ácido metacrílico e ácido 4-estireno sulfônico com um peso molecular médio ponderal de 1.000 a 50.000 Daltons.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a composição de inibidor de incrustação aquosa ser introduzida por um tratamento de aperto.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a composição de inibidor de incrustação aquosa ser introduzida por um tratamento de injeção capilar.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o tratamento inibidor de incrustação ser pré-formado em condições de temperatura de 230°C a 260°C.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a salmoura ter uma concentração de cálcio igual ou superior a 15.000 ppm.