BR112019015967A2

BR112019015967A2 - Inibição de incrustação em aplicações de alta pressão e alta temperatura

Info

Publication number: BR112019015967A2
Application number: BR112019015967-3A
Authority: BR
Inventors: Chihyu Sui Caroline
Original assignee: General Electric Company
Priority date: 2017-02-27
Filing date: 2017-02-27
Publication date: 2020-03-24
Also published as: AU2017400535B2; WO2018156155A1; MY193987A; US11198810B2; EP3585857A1; US20190375980A1; CA3053755A1; AU2017400535A1

Abstract

métodos são fornecidos para inibir a formação de incrustações em sistemas de produção de petróleo ou gás. em uma modalidade, o tratamento de inibição de incrustação compreende: a) um terpolímero de aaa e b) uma base de policarboxilato, tais como um ácido poliepóxi succínico (pesa). o tratamento pode ser adicionado a estes sistemas na área de poço em si, ao anel de poço e seus tubos, revestimentos, etc., associados , à formação subterrânea contendo petróleo ou gás, aos condutos de injeção para injetar vapor ou fluido fracking à formação subterrânea, à água produzida, ou a equipamentos em contato fluido com a água produzida.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para INIBIÇÃO DE INCRUSTAÇÃO EM APLICAÇÕES DE ALTA PRESSÃO E ALTA TEMPERATURA.

CAMPO DA INVENÇÃO [001] A presente invenção refere-se a métodos para inibir a formação de incrustações em salmouras de petróleo e gás. Em algumas modalidades, os métodos são úteis na inibição da formação de incrustações de salmouras baseadas em cálcio em poço de petróleo que contêm ferro dissolvido.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO [002] Vapor é usado para recuperar petróleo pesado em muitas formações geológicas. Nestas formações, vapor é necessário para aumentar a mobilidade de petróleo no interior da formação. Vapor é injetado na formação subterrânea que contém o petróleo. O vapor se condensa, resultando em uma mistura de petróleo / água que é coletada por um poço de coleta de petróleo / água, através do qual a mistura de petróleo / água é bombeada para a superfície. Tipicamente, a mistura de petróleo / água é enviada para um separador de petróleo / água em que o petróleo desejado é separado da água e recuperado para venda. O fluxo de água produzido, depois de separação do petróleo, é adicionalmente lubrificado em uma etapa de lubrificação de processo. Em muitas operações, a água produzida é submetida a outros tratamentos a jusante, incluindo emolientes, filtros, sistemas de permuta iônica, evaporadores, e similares, até estarem prontos para reportar para um gerador de vapor novamente para injeção na formação subterrânea contendo petróleo.

[003] Na produção de gás natural, soluções fracking líquidas pressurizadas são injetadas na formação subterrânea. Estas soluções contêm principalmente água e agentes de sustentação que são suspensos na água através de agentes espessantes e similares. Esta so

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2/13 lução rompe depósitos rochosos na formação. Uma vez que o gás é mais leve do que a solução fracking, ele sobe para o topo do poço para recuperação. Mais uma vez, suspensões ou soluções de água contendo salmoura são produzidas e necessitam de ser tratadas para a descarga de água ou posterior uso da água recuperada no processo, tais como em água de alimentação para as bombas fracking.

[004] Formação de incrustação em poços de petróleo ou gás e equipamento associado é um problema grave. Água carregada com salmoura produzida durante a produção de petróleo ou gás é referida como água produzida e é a fonte de formação de incrustações no poço em si e em revestimentos, tubos, canos e válvulas associados. Esta formação de incrustações é também de interesse no equipamento utilizado para processar ou transportar a água produzida.

[005] A água produzida contém concentrações elevadas de cátions de metais alcalino-terrosos, tais como cálcio, estrôncio, bário, e ânions incluindo carbonato, bicarbonato, e sulfato.

[006] Além disso, os íons de ferro existem amplamente em poços de petróleo e gás, linhas de fluxo de produção e na água produzida. Esses íons permanecem comumente como ferroso (Fe²⁺) devido à condição anaeróbica durante os processos de produção de petróleo ou gás. Em alguns casos, os tratamentos de controle de incrustações químicos que são principalmente concebidos para inibir os depósitos de incrustações de carbonato de cálcio, sulfato de cálcio, sulfato de bário e sulfato de estrôncio são tornados ineficazes ou menos eficazes assim como os íons de Fe tendem a adsorver preferivelmente para os grupos funcionais presentes em tais tratamentos químicos. A este respeito, problemas têm sido relatados em conjunto com fosfonato tradicional e agentes de controle de incrustação de acrilato. Além disso, se a água produzida contiver elevada concentração de Ca (isto é, maior do que 1000 mg/L), Ca-fosfonato e Ca-acrilato precipitados são forma

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3/13 dos exacerbando, assim, o problema de incrustação.

[007] Ao longo do tempo, e, se deixados sem tratamento, a formação de depósitos de incrustação pode reduzir o fluxo de fluido e as funções de transferência de calor e promover a corrosão e o crescimento bacteriano. À medida que os depósitos crescem, as taxas de produção diminuem, e toda a operação pode ter de ser desligada para operações de limpeza e de remoção de incrustação.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [008] De acordo com um aspecto da invenção, métodos são fornecidos para inibir a formação de incrustações em sistemas de produção de petróleo ou gás. O método compreende adicionar ao sistema um polímero dispersível ou solúvel em água (A) tendo a fórmula I

R:Rs

CHíOs o 'ô

Bs.Rs

XZAO em que E é a unidade de repetição remanescente após polimerização de um composto etilenicamente insaturado, preferivelmente um ácido carboxílico, ácido sulfônico, ácido fosfônico, ou na forma de amida dos mesmos ou misturas dos mesmos; Ri é H ou alquila inferior (C1-C4);

Rs e 4-C.Hs -- CHs-4-’ oü 4-CHs íH ou -(-CH2CH2CH2-)-; f é um número inteiro de cerca de 1-100, de preferência de cerca de 1-20, X e A são selecionados independentemente e são um grupo aniônico selecionado a partir de OSO3H, SO3, PO3, OPO3, ou COO; G e Z são selecionados independentemente e são escolhidos de H ou um grupo catiônico tal como Na, K, ou NFU; R3 é H ou alquila inferior (C1-C4), e R4 é um radical alquileno substituído por

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4/13 hidroxila tendo de 1 a cerca de 6 átomos de carbono.

[009] Subscritos c, d, e e representam as quantidades molares das unidades de repetição de monômero no polímero. Em uma modalidade exemplar, c é de cerca de 1-80; d é cerca de 0-30; e e é de cerca de 0-30, com a condição de que pelo menos um de d e e deve estar presente, e c + d + e = 100. Em outras modalidades, c é de cerca de 180; d é de cerca de 30/01; e e é de cerca de 1-30, em que c + d + e = 100.

[0010] Além disso, o tratamento compreende a adição de (B) um polímero de policarboxilato a tal sistema.

[0011] Tal como aqui utilizado, polímero de policarboxilato designa homopolímeros, copolímeros, e terpolímeros em que pelo menos algumas das unidades de repetição formam a funcionalidade carboxila ou sais solúveis em água dos grupos carboxila. Os polímeros de policarboxilato exemplares incluem polímeros, copolímeros e terpolímeros de ácido acrílico e ácido metacrílico, polímeros, copolímeros e terpolímeros de ácido polimaleico, e polímeros de ácido poliepoxissuccínico (PESA).

[0012] Os sistemas de produção de petróleo ou gás produzem um produto aquoso carregado com salmoura definido como água produzida. Em alguns dos métodos, o tratamento combinado de (A) e (B) é adicionado à água produzida para inibir a formação de incrustações em conjunto com equipamento, conduto, etc., que estão em contato com a água produzida. Em algumas modalidades, a água produzida pode compreender um teor de cálcio de 500 mg/L e um teor de Fe de 100 mg/L ou mais. Em algumas modalidades, o cálcio pode estar presente em uma quantidade de 10,000 mg/L. Além disso, em algumas modalidades, a água produzida tem uma temperatura de 90 °C e mais e está sob uma pressão de 1 Atm e maior. Em alguns casos, a pressão pode ser de cerca de 500 psig ou mais.

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5/13 [0013] Em algumas modalidades, o tratamento de inibição de incrustação é alimentado para a água produzida em uma quantidade de cerca de 0,1-100 mg/L (A e B combinado) de água produzida.

[0014] Em certos casos, o componente de polímero (A) do tratamento de inibição de incrustação combinado compreende unidades de repetição de i) ácido acrílico ou sal, ii) éter alilalcoxilado ou sal solúvel em água, e iii) alquil éter alil-hidroxilado ou sal solúvel em água do mesmo. Tal polímero é por vezes a seguir referido como um terpolímero de AAA. Em alguns casos, o polímero (A) pode ser um terpolímero de i) ácido acrílico ou sal, ii) sulfonato de alilpolietóxi (10), e iii) éter de alil-hidroxipropilsulfonato.

[0015] Em algumas modalidades, o tratamento de inibição de incrustação combinado é adicionado ao poço em si ou a um equipamento em comunicação de fluido com o poço tal como em revestimentos, tubos, condutos associados, e similares. Em outras modalidades, o tratamento de inibição de incrustação pode ser adicionado à formação subterrânea contendo petróleo ou gás que é um componente do sistema de produção de petróleo ou gás. Em alguns casos, o tratamento de inibição de incrustação pode ser adicionado ao vapor ou ao fluido fracking ou similar, que está em comunicação de fluido com a formação subterrânea contendo petróleo ou gás.

[0016] Em certas modalidades da invenção, o tratamento combinado (isto é, A e B) é útil na inibição de carbonato de cálcio e/ou carbonato de ferro.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0017] A figura 1 é um gráfico que mostra os resultados de um teste duplo de circuito de incrustação em que nenhum inibidor está presente contrastado com os resultados que acompanharam o uso de um tratamento de controle de incrustação da invenção; e [0018] A Fig. 2 é um gráfico que mostra os resultados de outro tes

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6/13 te duplo de circuito de incrustação comparando um tratamento de controle em que nenhum inibidor está presente contrastado com os resultados que acompanharam o uso de um tratamento de controle de incrustação da invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA [0019] De acordo com a modalidade exemplar, um tratamento de controle de incrustações químico é adicionado a um sistema de produção de petróleo ou gás. O tratamento pode, por exemplo, ser adicionado ao furo do poço em si, ou a revestimentos, tubos, ou similares em comunicação com o poço. Em uma modalidade, o tratamento é adicionado a uma formação subterrânea contendo petróleo ou gás que está em contato com o fluxo de fluido no poço. Em alguns casos, o tratamento pode ser adicionado ao vapor de injeção ou fluido fracking. Os poços podem ser tratados com os produtos químicos de tratamento de inibição de incrustação, quer como um trabalho em batelada, com tratamento contínuo para baixo do anel ou através de uma cadeia de alimentação, ou por um tratamento de compressão. Um tratamento de compressão é uma prática de campo de petróleo comum para tratar formações subterrâneas para inibir a formação de incrustações. Em um tratamento de compressão, um tratamento de inibição de incrustações é injetado ou comprimido na formação do reservatório. O inibidor de incrustações forçado para dentro da formação é quer absorvido pelo reservatório mineral, torna-se preso em fase ou precipito na formação. Quando o poço é colocado de volta em produção, o inibidor é lentamente produzido de volta para o furo do poço, com a água produzida para inibir a formação de incrustações.

[0020] Em outras modalidades, o tratamento é adicionado à água produzida a montante a partir de ou às operações que requerem fluxo ou de tratamento da água produzida neles, tais como: (1) um separador de petróleo / água; (2) um separador de petróleo / gás / água; (3)

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7/13 um separador de gás / água; (4) uma estação de remoção de petróleos; (5) unidades de separação de filtro e/ou membrana; (6) sistemas de flutuação; (7) unidades de amaciantes; (8) sistemas de permuta iônica; (9) permutadores de calor; (10) sistemas de osmose inversa; e (11) evaporadores, etc.

[0021] Através do uso da frase sistemas de poço de petróleo ou gás, significa definir locais de adição de tratamento, tais como o acima mencionado, juntamente com quaisquer outros locais em que adição de tratamento irá resultar em contato do tratamento com a incrustação conferindo ânions e cátions em tais sistemas.

[0022] Em algumas modalidades, o tratamento é adicionado às águas produzidos do tipo tendo um teor de Ca de 10,000 mg/L ou mais e um teor de Fe de 100 mg/L ou mais. Em algumas modalidades, a temperatura da água produzida será de 90 °C e mais, sob pressões de 500 psig e mais. O tratamento foi considerado eficaz na inibição da formação de incrustações de CaCCs e FeCCs. Além disso, o tratamento é desprovido de fósforo, levando assim a uma solução de fósforo baixo ou sem fósforo geral para tratamento de controle de incrustações de poço de petróleo e gás.

[0023] As composições de tratamento de inibição da incrustação da invenção incluem um polímero solúvel em água ou dispersível em água (I). Geralmente, o tratamento do polímero (I) a ser adicionado à água é um polímero representado pela estrutura:

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8/13 em que E é a unidade de repetição remanescente após polimerização de um composto etilenicamente insaturado, preferivelmente um ácido carboxílico, ácido sulfônico, ácido fosfônico, ou na forma de amida dos mesmos ou misturas dos mesmos; Ri é H ou alquila inferior (C1-C4);

R.í é — CHH» ou 4ΌΙí — Õíá· (Ή:

ou -(-CH2CH2CH2-)-; f é um número inteiro de cerca de 1-100, de preferência de cerca de 1-20, X e A são selecionados independentemente e são um grupo aniônico selecionado a partir de OSO3H, SO3, PO3, OPO3, ou COO; G e Z são selecionados independentemente e são escolhidos de H ou um grupo catiônico tal como Na, K, ou NH4; R3 é H ou alquila inferior (C1-C4), e R4 é um radical de alquileno substituído por hidroxila tendo de 1 a cerca de 6 átomos de carbono.

[0024] Subscritos c, d, e e representam as quantidades molares das unidades de repetição de monômero no polímero. Em uma modalidade exemplar, c é de cerca de 1-80; d é cerca de 0-30; e e é de cerca de 0-30, com a condição de que pelo menos um de d e e está presente, e c + d + e = 100. Em outras modalidades, c é de cerca de 1-80, d é desde cerca de 1-30, e e é a partir de cerca de 1-30, em que c + d + e = 100.

[0025] O peso molecular dos tratamentos de polímero não é crítico, mas de um modo preferido, em uma modalidade, está dentro da faixa de cerca de PM 1.000 a 1.000.000.

[0026] Em um aspecto da invenção, 0 polímero compreende um terpolímero de i) ácido acrílico ou sal solúvel em água do mesmo; ii) éter alilalcoxilado ou sal solúvel em água do mesmo; e iii) alquil éter alil-hidroxilado ou sais solúveis em água dos mesmos (terpolímero de AAA). Em outras modalidades, 0 terpolímero compreende ácido acrílico ou sal do mesmo, como unidade de repetição de E; sulfonato de aliletóxi (10) como unidade de repetição d, e éter de alil-hidroxipro

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9/13 pilsulfonato como a unidade de repetição e. Este terpolímero particular pode ser feito de acordo com o método apresentado no Exemplo 3 da Patente U.S. 6.641.754. A divulgação desta patente é aqui incorporada por referência. De acordo com este exemplo, água deionizada, ácido alilóxi-2-hidroxipropano-3-sulfônico e monômero de amônio de alila sulfato de polietóxi (10) são carregados em um frasco de reação. A solução é aquecida a 85 °C enquanto era aspergida com N₂. Um iniciador de cloridrato de 2,2’-azobis (2-amidino propano) é utilizado, e o iniciador e ácido acrílico são adicionados ao frasco de reação ao longo de um período de 3,5 hora. A solução é então aquecida a 95 °C e mantida a essa temperatura durante duas horas. O meio de reação é, em seguida, arrefecido e cáustica adicionada.

[0027] Como um segundo componente, o tratamento de inibição de incrustação inclui um polímero de policarboxilato.

[0028] Tal como aqui utilizado, polímero de policarboxilato designa homopolímeros, copolímeros, e terpolímeros em que pelo menos algumas das unidades de repetição formam a funcionalidade carboxila ou sais solúveis em água de grupos carboxila. Polímeros de policarboxilato exemplares incluem polímeros, copolímeros e terpolímeros de ácido acrílico e ácido metacrílico, polímeros, copolímeros e terpolímeros de ácido polimaleico e polímeros de ácido poliepoxissuccínico (PESA).

[0029] Destacam-se especialmente os polímeros PESA tendo a fórmula geral

R/ G ÍÍ M onde n varia de cerca de 2 a 50, de preferência 2 a 25; M é hidrogênio

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10/13 ou um cátion solúvel em água, tal como Na⁺, NhV, ou K⁺; e Rs é hidrogênio, C1-4 alquila ou C1-4 alquila substituída. Preferivelmente, R5 é hidrogênio. O uso de PESA como um agente de controle de incrustações em sistemas aquosos, assim como um método de preparação de PESA é descrito nas Patentes U.S. 5.062.962 e 5.147.555 aqui incorporadas por referência.

[0030] De um modo geral, a combinação de AAA e PESA pode ser alimentada ao sistema de poços de petróleo e gás em uma solução ou suspensão de veículo líquido, tais como em uma solução de veículo aquoso em uma proporção em peso de 1-5 partes de AAA: 1-2 partes de PESA. Em algumas modalidades, a proporção em peso de AAA:PESA pode ser de cerca de 1-2 partes de AAA por parte de PESA. Em alguns aspectos da invenção, 0 tratamento combinado (isto é, de AAA e PESA) será admitido para 0 sistema de poços de petróleo e gás em uma quantidade de cerca de 0,1-100 mg/L de água produzida. Em alguns sistemas, 0 AAA pode ser alimentado a uma taxa de cerca de 10-20 mg/L com 0 PESA alimentado em uma quantidade de cerca de 5-10 mg/L.

EXEMPLOS [0031] A fim de avaliar a eficácia da composição de inibição da incrustação da invenção, foi utilizado um aparelho de circuito de incrustação dinâmico (DSL). Este dispositivo está disponível de Process Measurement and Control Systems, Aberdeen U K.

[0032] O aparelho de DSL foi concebido para estudar a precipitação e a deposição de incrustação em condições de reservatório e de condutos de pressão e temperatura. Ele é utilizado para avaliar a eficiência de inibidores químicos para prevenir a formação de incrustações minerais, tais como carbonato de cálcio, sulfato de cálcio, e sulfatos de bário. Ele permite determinar a concentração de inibidor mínima (MIC) necessária para impedir a deposição de incrustações e a realização de

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11/13 testes comparativos com diferentes inibidores sob as mesmas condições. O sistema utiliza o princípio do teste de tubo de bloqueio, que é um padrão da indústria, para determinar a concentração de inibidor mínima em condições de fluxo dinâmico, à temperatura e pressão necessária. Eficiência de inibidor é medida pela razão entre o tempo necessário para bloquear o tubo na presença de inibidor dividido pelo tempo necessário para bloquear o tubo sem inibidor.

[0033] De acordo com os testes de bloqueio de tubo padrão, salmouras aniônicas e catiônicas são fornecidas separadamente através de bobinas pré-aquecidas para uma bobina de tubo capilar que é imersa em um banho líquido de temperatura constante ou forno.

[0034] Solução de teste é alimentada para o sistema de circuito a partir de recipientes, um contendo íons catiônicos e o outro, aniônicos. O produto de tratamento é adicionado a um ou em um recipiente separado contendo solução aniônica ou catiônica. A pressão e temperatura são definidas com base em requisitos de teste.

[0035] O componente principal do sistema é a bobina de teste capilar instalada no interior de um forno de temperatura constante. A bobina é feita de aço inoxidável 316 (UNS S31600). O diâmetro da bobina é de cerca de 0,88 mm e o comprimento é de cerca de 1 metro.

[0036] As soluções aniônicas e catiônicas são pré-aquecidas nas bobinas de pré-aquecimento, então fluem através da bobina de teste. Quando incrustação se forma dentro da bobina, a pressão do outro lado da bobina capilar aumentará. Um medidor de pressão registra continuamente a pressão e mapeia as mudanças de pressão ao longo do tempo.

Características do Sistema:

Pressão: até 3.000 psi

Taxa de Fluxo de Fluido: até 10 ml/min

Precisão de Temperatura: 0,1 °C

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Química de Água, Método/Condição de Teste e Resultados de Teste [0037] A solução de teste foi feita sinteticamente utilizando água deionizada com adição de produtos químicos. Uma solução aniônica e solução catiônica foram feitas separadamente, e a mistura das duas soluções em proporção 1:1 produziu a composição química da água desejada. Os principais componentes da água de teste são dados na Tabela 1.

[0038] As soluções aniônicas e catiônicas foram purgadas com 97% de N2 e 3% de CO2 continuamente para remover 0 oxigênio dis solvido e 0 pH de controle. A concentração de oxigênio dissolvido foi medida continuamente utilizando um medidor de oxigênio dissolvido. Quando a concentração de O2 dissolvido foi menor do que 10 ppb (0,00 mg/L no metro) ácido ascórbico foi adicionado a ambas as soluções para reduzir ainda mais a concentração de O2. Em seguida, cloreto ferroso (FeCl2.4H2O) é adicionado a solução catiônica. Gases N2 e CO2 são continuamente purgados durante todo 0 período de teste para assegurar um ambiente anaeróbico e para manter 0 pH.

Tabela 1. Água de Teste Sintética para Teste de Circuito de Incrusta-

ção Dinâmico íons	Concentração de íons (mg/L)
Cálcio	10.300
Magnésio Ferro	780 170
Cloreto	16%
Sódio	19%
Bicabornato	195-400

[0039] A solução aniônica e catiônica foi bombeada a 5 ml/minuto cada. A pressão diferencial foi medida online. Um aumento da pressão diferencial indica a formação de incrustações no interior da bobina de

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13/13 teste. A dosagem do inibidor foi ajustada variando entre a solução aniônica livre de inibidor e a solução aniônica contendo inibidor.

[0040] Os resultados do teste são mostrados na Fig. 1, em que o teste de controle é representado por 2 e tratamento de inibição de incrustação da presente invenção é designado pela linha 4, como mostrado na Fig. 1. Sem inibidor, pressão diferencial começou a aumentar em 90 minutos e atingiu 3 psi em 130 minutos. Com o tratamento 4, a pressão diferencial foi mantida constante e não exibiu qualquer sinal de aumento após 300 minutos. As condições de ensaio para o teste da Fig. 1, foram de 96 °C, 700 psig, 170 mg/L de Fe, 192 mg/L de HCO3. Tratamento 4 é (A) 20 ppm de terpolímero de sal de Na de ácido acrílico (AA) / sulfato de alil polietóxi amônio (10) (AAPES) / éter de sulfonato de alil 2-hidroxipropila (AHPSE) e (B) 10 ppm de ácido poliepóxi succínico (PESA). O terpolímero (A) tem a seguinte razão molar de unidades de repetição (AA) 73,6% / (AAPES) 11% / (AHPSE) 15,4%. O Mw do terpolímero é 2.000. A razão molar de monômeros é AA = 76,3%; AAES 11%; AHPSE 15,4%.

[0041] Um outro teste foi executado com 0 DSL, em que as condições de teste foram similares às descritas em conjunto com a Fig. 1, exceto que HCO3 estava presente em uma quantidade de 400 mg/L. Os resultados são mostrados na Fig. 2, em que 6 é 0 teste de controle, 8 é 30 ppm de PESA, e 10 é 0 mesmo tratamento que 0 número de referência 4 da Fig. 1.

[0042] Embora as modalidades desta invenção tenham sido descritas com relação às modalidades particulares da mesma, é evidente que numerosas outras formas e modificações desta invenção serão óbvias para aqueles versados na técnica. As reivindicações anexas e esta invenção geralmente devem ser entendidas para cobrir todas essas formas óbvias e modificações que estão dentro do verdadeiro espírito e âmbito da presente invenção.

Claims

REINVIDICAÇÕES

1. Método de inibir a formação de incrustações em um sistema de produção de petróleo ou gás que compreende adicionar ao referido sistema um tratamento de inibição de incrustação, caracterizado pelo fato de que compreende:

(A) um polímero solúvel ou dispersível em água apresen-

tando a fórmula 1 & 5 h O Rí UK ò à,

AG em que E é a unidade de repetição remanescente após polimerização de um composto etilenicamente insaturado; Ri é H ou alquila inferior (C1-C4);

Rs ê -ÀCH/ - Gfe-A oíJ -AÒis — CHà atou -(-CH2-CH2-CH2-)-; f é um número inteiro de cerca de 1-100, de preferência de cerca de 1-20, X e A são selecionados independentemente e são um grupo aniônico selecionado a partir de OSO3, SO3, PO3, OPO3, ou COO; G e Z são selecionados independentemente e são escolhidos de H ou um grupo catiônico tal como Na, K, ou Nhk; R3 é H ou alquila inferior (C1-C4), e R4 é um radical de alquileno substituído por hidroxila tendo de 1 a cerca de 6 átomos de carbono; subscritos c, d, e e representam as quantidades molares das unidades de repetição de monômero no polímero e em que c está presente em uma quantidade de 1-80, d está presente em uma quantidade de 0-30, e e está presente em uma quantidade de 0-30, com a condição de que pelo menos um de d e e está presente, a soma de c + d + e = 100; e

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2/3 (B) um polímero de policarboxilato.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que (B) é um ácido poliepóxi succínico (PESA).
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que c, d, e e estão todos presentes, em que c está presente em uma quantidade de 1-80, d está presente em uma quantidade de 1-30, e e está presente em uma quantidade de 1-30.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que um produto aquoso carregado com salmoura é produzido no referido sistema, definindo água produzida, o referido método compreendendo a adição do referido tratamento conferindo incrustação à referida água produzida.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a referida água produzido compreende um teor de ferro de 3 mg/L ou mais.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a referida água produzida tem uma temperatura de 90 °C e mais e está sob uma pressão de 1 Atm e mais.
7. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a referida pressão é de 500 psig e mais.
8. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a referida água produzida tem um teor de Ca de 500 mg/L e mais.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o referido teor de Ca é de 2.000 mg/L e mais.
10. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o referido teor de ferro é de 100 mg/L ou mais.
11. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o referido tratamento de inibição de incrustação é alimentado para referida água produzida em uma quantidade de cerca

Petição 870190073936, de 01/08/2019, pág. 9/36

3/3 de 0,1-100 mg/L (A e B combinado) da referida água produzida.
12. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que (A) é um terpolímero compreendendo unidades de repetição de i) ácido acrílico ou sal, ii) éter alilalcoxilado ou sal solúvel em água, e iii) alquil éter alil-hidroxilado ou sal solúvel em água do mesmo.
13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que (A) é um terpolímero de i) ácido acrílico ou sal, ii) sulfonato de alilpolietóxi (10), e iii) éter de alil-hidroxipropilsulfonato.
14. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o referido tratamento de inibição de incrustação é adicionado à água produzida a partir do referido sistema de produção de petróleo ou gás.
15. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a referida incrustação é carbonato de cálcio ou carbonato de ferro.