BR112019025199A2 - Composição aquosa de ácido modificado e uso da referida composição - Google Patents

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Abstract

Uma composição aquosa de ácido modificado para atividades industriais, a referida composição compreendendo: uma alcanolamina e ácido forte em uma razão molar de não menos que 1:15, preferivelmente não menos que 1:10; pode também compreender ainda um iodeto ou iodato de metal. A referida composição demonstra vantagens em relação a ácidos convencionais e ácidos modificados, conhecidos.

Description

COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO MODIFICADO E USO DA REFERIDA COMPOSIÇÃO CAMPO DA INVENÇÃO
[001] Esta invenção refere-se a composições para uso na execução de várias aplicações em várias indústrias incluindo, porém, não limitado a indústria de óleo & gás, mais especificamente refere-se ao uso de alcanolaminas para criar uma composição aquosa de ácido modificado como alternativa para ácidos minerais e orgânicos convencionais para uso através de uma ampla faixa de temperaturas e aplicações.
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
[002] Na indústria de óleo & gás, estimulação com um ácido é realizada em um poço para iniciar, aumentar ou recuperar a produção. Em algumas instâncias um poço apresenta inicialmente baixa permeabilidade e estimulação é empregada para começar a produção a partir do reservatório. Em outras instâncias, a estimulação ou recuperação é usada para encorajar adicionalmente a permeabilidade e fluxo a partir de um poço já existente que se tornou subprodutivo devido a problemas de incrustação, dano ao poço ou esgotamento de reservatório.
[003] Acidificação é um tipo de tratamento de estimulação que é realizado acima ou abaixo da pressão de fratura de reservatório em um esforço para iniciar, recuperar ou aumentar a permeabilidade natural do reservatório. Acidificação é obtido por bombear ácido, predominantemente ácido clorídrico, para dentro do poço para dissolver tipicamente calcário, dolomita e cimento calcita entre os grãos de sedimento insolúveis em ácido das rochas do reservatório ou tratar acúmulo de incrustação.
[004] Há três tipos principais de aplicações de ácido: acidificação de matriz, acidificação de fratura e acidificação de quebra ou spearhead
(bombeado antes de um enchimento de fratura não ácido ou operação de cimento para auxiliar com a quebra de formação (reduzir pressões de fratura, taxas de alimentação aumentadas) bem como limpar cimento deixado no poço ou perfurações. Um tratamento de ácido de matriz [e realizado quando ácido é bombeado para dentro do poço e para dentro dos poros da formação de reservatório abaixo da pressão de fratura de formação. Nessa formação de estimulação, os ácidos dissolvem a formação de sedimentos e/ou sólidos de lama que estão inibindo a permeabilidade da rocha, aumentando os poros naturais do reservatório (formação de buraco de minhoca) e estimulando o fluxo de hidrocarbonetos para o poço para recuperação. Embora a acidificação de matriz seja feita em uma pressão baixa o suficiente para impedir faturamento da rocha de reservatório, acidificação de fratura envolve bombear ácido para dentro do poço em uma pressão muito alta, fisicamente fraturando a rocha de reservatório e cauterizando a porção reativa de ácido da formação. Esse tipo de tratamento de ácido forma canais ou fraturas cauterizadas com ácido através das quais os hidrocarbonetos podem fluir, além de formar uma série de buracos de minhoca. Em algumas instâncias, um propante é introduzido no fluido que auxilia em escoramento aberto das fraturas, aumentando adicionalmente o fluxo de hidrocarbonetos para dentro do poço.
[005] O tipo mais comum de ácido empregado em poços para estimular a produção ou realizar trabalho de correção é ácido clorídrico (HCl), que é útil para estimular reservatórios de carbonato.
[006] Alguns dos principais desafios enfrentados na indústria de óleo & gás a partir do uso de ácido clorídrico incluem os seguintes: níveis extremamente elevados de corrosão (que é neutralizado pela adição de inibidores de corrosão do tipo ‘filme” que são tipicamente eles próprios tóxicos e prejudiciais para seres humanos, vida selvagem, meio ambiente e equipamentos). As reações entre ácidos minerais e vários tipos de metais podem variar muito, porém metais mais macios, como alumínio e magnésio, são muito suscetíveis aos efeitos maiores causando dano imediato. Ácido clorídrico produz gás de cloreto de hidrogênio que é tóxico (potencialmente fatal) e corrosivo para a pele, olhos e metais. Nos níveis acima de 50 ppm (partes por milhão) pode ser imediatamente perigoso para a vida e saúde (IDHL). Em níveis de 1300-2000 ppm óbito pode ocorrer em 2-3 minutos.
[007] Os efeitos ambientais inerentes (esterilidade orgânica, envenenamento de vida selvagem, etc.) de ácidos no evento de uma liberação acidental ou não pretendida na superfície ou furo de poço em aquíferos água ou outras fontes de água são devastadores e podem causar redução significativa de pH dos mesmos e podem substancialmente aumentar a toxicidade e poderiam potencialmente causar uma matança em massa de espécies aquáticas e envenenamento potencial de seres humanos ou animais domésticos e vida selvagem exposta a/ou que bebe a água. Uma liberação não pretendida na superfície também pode fazer com que gás cloreto de hidrogênio seja liberado, potencialmente colocando em risco a saúde humana e animal. Esse é um evento comum em locais de armazenagem grandes quando tanques derramam ou vazam ou durante acidentes de trânsito com caminhões que lidam com HCl. Tipicamente, se perto do púbico, áreas grandes necessitam ser evacuadas após o evento e um plano de evacuação de emergência abrangente, de implementação cara necessita estar no lugar antes da aprovação de tais áreas de armazenagem. Devido a sua natureza ácida, gás de cloreto de hidrogênio também é corrosivo, particularmente na presença de umidade.
[008] A incapacidade de ácidos minerais com aditivos de controle de corrosão comuns e misturas dos mesmos biodegradar naturalmente resulta em custos de limpeza-recuperação caros para o operador caso ocorra uma liberação não pretendida. Além disso, as exalações tóxicas produzidas por mineral & alguns ácidos orgânicos são prejudiciais a seres humanos/animais e são altamente corrosivas e/ou produzem vapores potencialmente explosivos, tóxicos e/ou corrosivos. Exigências de transporte e armazenagem para ácidos são restritivas e exigentes. Também, os perigos que circundam exposição por pessoal que manipula a mistura de tais produtos perigosos limitam seu uso/implementação em áreas de alto risco como em limites de cidade e áreas ambientalmente sensíveis como offshore.
[009] Outra preocupação é o potencial para incidentes de exposição em locais devido a altos níveis de corrosão, mesmo em temperaturas ambientes, de ácidos causando falhas em potencial de tanque de armazenagem e/ou falhas em equipamento de implantação, isto é, tubagem em espiral ou falhas de ferro de alta pressão causadas por taxas altas de corrosão elevada (furos, rachaduras, orifícios e grandes falhas). Outras preocupações incluem: falhas de equipamento de fundo de poço por corrosão fazendo com que o operador tenha de executar uma manutenção e substitua bombas de fundo de poço, tubos, cabos, gaxetas etc.; nível de qualidade ou resistência inconsistente de ácidos minerais & orgânicos; problemas de fornecimento em potencial com base em níveis de saída industrial; altos níveis de corrosão em equipamento de bombeamento de superfície resultando em níveis caros de reparo e manutenção para operadores e companhias de serviço; a exigência de equipamento especializado que é construído com esse propósito para bombear ácidos aumentando muito os gastos de capital de operadores e companhias de serviço; e a incapacidade de fornecer um produto acabado localmente ou muito perto de seu uso final; dificuldades de transporte e armazenagem no local.
[010] Tipicamente, ácidos são produzidos em áreas industriais de países localizados a uma certa distância das áreas de produção de óleo & gás, até e às vezes acima de 10 aditivos podem ser também necessários para controlar vários aspectos das propriedades de ácidos acrescentando complicações na logística de manipulação e transporte. Ter uma alternativa que requer aditivos mínimos é muito vantajoso.
[011] Taxas de reação e corrosão extremamente altas com aumento de temperatura fazem com que ácidos minerais convencionais gastem/reajam ou “neutralizem” antes de obter o efeito desejado como penetrar profundamente em uma formação de óleo ou gás para aumentar o buraco de minhoca ou “caminho” cauterizado efetivamente para permitir que o produto de petróleo flua livremente para o poço. Como outro exemplo, ácido clorídrico pode ser utilizado em uma tentativa para liberar tubo de perfuração emperrado em algumas situações. Antes de atingir a profundidade necessária para dissolver a formação que fez com que o tubo/tubagem se torne emperrado muitos ácidos são gastos ou neutralizam na formação mais próxima à superfície devido a temperaturas de fundo de poço aumentadas e taxa de reação muito aumentada, assim é vantajoso ter uma alternativa que gaste ou reaja mais metodicamente permitindo que lamaçal seja tratado com uma solução que ainda está ativa, permitindo que o tubo/tubagem seja liberado.
[012] Quando usado para tratar problemas de incrustação na superfície do equipamento devido á precipitação mineral de água injetada ou produzida, ácidos convencionais são expostos a dispositivos humanos e mecânicos bem como equipamento caro causando risco e custo aumentado para o operador no evento de problemas relacionados à corrosão. Quando misturado com bases ou fluidos com pH mais alto ou mesmo água, ácidos fortes criarão uma grande quantidade de energia térmica (reação exotérmica) causando preocupações de segurança em potencial e dano a equipamento, ácidos tipicamente necessitam ser misturados com água doce (devido a sua intolerância de alta altamente salina, causando precipitação em potencial de minerais) à concentração desejada exigindo que as companhias misturem previamente fora do local ao contrário de misturar no local com água produzida ou do mar, desse modo aumentando os custos associados ao transporte.
[013] Ácidos minerais convencionais usados em uma situação de controle de pH pode causar degradação rápida de certos polímeros/aditivos que exigem que cargas aumentadas ou produtos químicos sejam adicionados para neutralizar esses efeitos negativos. Muitas áreas de operações offshore têm regras reguladoras muito rigorosas em relação ao transporte/manipulação e uso de ácidos causando responsabilidade e custos aumentados para o operador. Ao usar um ácido para decapar tubagem ou tubo, deve-se prestar muita atenção ao processo devido aos altos níveis de corrosão, visto que as temperaturas aumentam, os aditivos típicos usados para controlar os níveis de corrosão em sistemas de ácido começam a degradar muito rapidamente (devido ao “revestimento” de inibidores no aço ou cisalhamento em aplicações de taxa alta) fazendo com que os ácidos se tornem muito corrosivos e resultando em dano para tubos/equipamento de fundo de poço. Ácidos convencionais podem ser prejudiciais para muitos elastômeros e/ou vedações encontradas na indústria de óleo & gás como aqueles encontrados em sistemas de segurança contra estouros (BOP’s)/ferramentas de fundo de poço/gaxetas/bombas submersíveis/vedações etc. Ter de lidar com ácido usado durante o processo de retrolavagem também é muito caro visto que esses ácidos estão ainda tipicamente em um pH baixo e permanecem tóxicos e corrosivos. É vantajoso ter uma mistura de ácido que possa ser exportada para as instalações de produção através de tubulações que, após usada ou aplicada,
seja muito mais alta do que aquela de HCl usado, reduzindo taxas/custos de eliminação. Também, ácidos minerais precipitarão tipicamente ferro e/ou minerais solubilizados durante a operação à medida que o pH do ácido usado aumenta causando abalos de instalação e perda de produção. É vantajoso ter um ácido forte que manterá esses minerais solubilizados e metais em solução mesmo quando o pH se eleva dramaticamente próximo a ou acima de um estado neutro, reduzindo muito a necessidade de eliminar ácidos usados e permitindo que os mesmos sejam processados e tratados em um modo mais econômico. Ácidos são usados na execução de muitas operações na indústria de óleo & gás e são considerados necessários para obter a produção desejada de vários poços de petróleo e equipamento associado, manter seus sistemas respectivos e auxiliar em certas funções operacionais de perfuração, correção e completação (isto é, liberar tubo emperrado, tratamentos de torta de filtro, tratamentos de incrustação e estimulação). Os perigos associados que vêm com o uso de ácidos minerais são expansivos e desse modo é desejável diminuir os mesmos através de controles quer sejam construídos química ou mecanicamente.
[014] Eliminar ou mesmo simplesmente reduzir os efeitos negativos de ácidos fortes enquanto mantém sua utilidade é uma luta e risco para a indústria. À medida que a demanda do governo e do público para o uso de produtos menos perigosos, as companhias estão procurando alternativas que executam a função exigida sem todas ou a maioria das desvantagens associadas ao uso de ácidos convencionais.
[015] Embora alguns ácidos modificados tenham superados alguns problemas que emanam do uso de ácidos fortes, sua reatividade se torna uma preocupação para o usuário que, em alguns casos, necessitaria de um ácido de ação rápida como um ácido mineral convencional como HCl a 15%, comumente utilizado como um ácido de tratamento de spearhead. O equilíbrio cuidadoso de segurança aumentada (isto é, menos exalação ou pressão de vapor menos corrosiva a tecido dérmico e de metal, problemas de transporte) enquanto retém um tempo de reação rápido é um desafio para operadores.
[016] Há uma gama de técnicas de faturamento hidráulico e várias abordagens diferentes podem ser aplicadas em uma área específica. Programas de faturamento hidráulico e a composição de fluido de fratura variam com base nas exigências de engenharia específicas à formação, mineralogia, porosidade e permeabilidade e localização do poço. Entretanto, técnicas de fraturamento baseadas em água exigem tipicamente as quatro etapas a seguir: a etapa de ácido de desmontagem ou spearhead; a etapa de enchimento; a etapa de propante; e a etapa de flush. Na etapa de spearhead, que é comumente mencionada como uma etapa de spearhead de ácido, operadores usam tipicamente ácido clorídrico a 10% a 15%, mais preferido sendo ácido clorídrico a 15% devido à natureza altamente reativa do ácido reduzindo o tempo necessário para iniciar a taxa de alimentação preferida. A finalidade de um ácido de spearhead é limpar resíduos que estão presentes nas perfurações de poço e auxilia na iniciação do estágio seguinte do tratamento de fartura em pressões mais baixas fornecendo um caminho livre para fluidos de fratura acessar a formação. Na segunda etapa, a etapa de enchimento, fluido é injetado no poço para quebrar ou fraturar a formação e iniciar o fraturamento hidráulico da formação alvo. Nenhum propante é usado durante essa etapa. Na terceira etapa, a etapa de propante, uma mistura de água e propante (mais comumente areia natural ou propante sintético de alta resistência) é injetada no poço. O propante é carregado pelo fluido viscoso ou gelificado (também mencionado como fluido de fraturamento) para dentro da formação e depositado. O propante permanece na formação para manter as fraturas abertas enquanto a pressão é reduzida e fluido e propante em excesso é removido da formação. O propante que permanece na formação permite que a formação mantenha sua permeabilidade aumentada nova. Por último, a etapa de flush envolve a injeção de um grande volume de água doce a ser bombeada para baixo no poço para lavar o propante em excesso deixado que poderia ainda estar permanecendo dentro do poço.
[017] Várias operações na indústria de óleo expõem fluidos a temperaturas muito altas (algumas até e acima de 190°C, as composições usadas nessas várias operações necessitam resistir a temperaturas altas sem perder sua eficácia geral. Essas composições devem ser também capazes de serem aplicadas em operações em uma ampla gama de temperaturas enquanto não afetem ou pelo menos afetem minimamente ou corroam o equipamento com o qual entra em contato em comparação com um ácido mineral convencional do qual o efeito de corrosão em temperaturas ultra elevadas é muito difícil e caro de controlar.
[018] Muitos países que limitam as águas onde perfuração e produção offshore é rotineiramente realizada colocaram em jogo diversas regulações e parâmetros operacionais direcionados a minimizar o impacto de exposição humana e ambiental. Essas regulações/procedimentos incluem a proibição e/ou regulação de certos produtos químicos que podem ser prejudiciais à vida marinha e/ou ao meio ambiente. Para superar essas regulações muito restritivas, muitas companhias de petróleo empregam programas de contenção muito caros para a manipulação de certos produtos químicos, como ácidos, que têm uma ampla gama de usos na indústria de exploração e produção de óleo e gás.
[019] Ácidos convencionalmente usados em várias operações de óleo e gás podem ser expostos a temperaturas de até e acima de 190°C. Nessas temperaturas, sua reatividade e propriedades corrosivas são exponencialmente aumentadas e como tal sua eficácia econômica é muito diminuída. Corrosão é uma das principais preocupações em altas temperaturas e é difícil e caro controlar com química adicional, se de alguma forma pode ser controlada. Em algumas situações, um procedimento mecânico deve ser utilizado ao contrário de uma solução química devido a limitações de temperatura ou sistemas de ácido exótico muito caros não amplamente disponíveis no mercado.
[020] Ácidos modificados e sintéticos desenvolvidos e atualmente patenteados como aqueles contendo componentes principais de ureia e ácido clorídrico são direcionados a aumentar segurança de pessoal, reduzir efeitos de corrosão, diminuir a taxa de reação e reduzir a toxicidade de HCl. Entretanto, verificou-se que em temperaturas acima de 90-100°C o componente de ureia em um ácido sintético ou modificado contendo tal composto tende a decompor finalmente e produzir amônia e dióxido de carbono como um subproduto de decomposição. O componente de amônia neutralizará o componente ácido do HCl e tornará o produto não reativo ou neutro. Adicionalmente, há risco de dano ao poço e/ou formação devido à precipitação mineral descontrolada, anteriormente solubilizada devido ao aumento em pH causado predominantemente pela formação de amônia durante a fase de decomposição.
[021] US 201660032176 A12 revela métodos para tratar poços subterrâneos nos quais a formação de produção é um carbonato compreendendo preparar um fluido de tratamento compreendendo: (a) uma solução aquosa de um polímero de reação de cátion multivalente; (b) uma solução compreendendo um ácido graxo e uma etanolamina; (c) uma solução ácida aquosa de um ou mais compostos cujos sais de cálcio são insolúveis; ou (d) uma solução aquosa compreendendo derivados de ureia ou alcano da mesma ou ambos e polivinil pirrolidona (PVP). Afirma que o fluido de tratamento é colocado no poço de modo que a solução entre em contato com a formação de carbonato em uma pressão mais baixa que a pressão de faturamento. Afirma ainda que o fluido de tratamento é deixado reagir com a formação de carbonato, desse modo depositando um filme sobre a superfície de formação ou parte da superfície de formação. Então, uma solução de ácido é colocada no poço de modo que o ácido entre em contato com a formação de carbonato em uma pressão mais baixa que a pressão de fraturamento.
[022] Apesar da técnica anterior e à luz dos desafios substanciais eliciados pelo uso de ácidos em operações de óleo e gás em altas temperaturas, existe ainda uma necessidade crítica de encontrar uma alternativa para ácidos sintéticos ou complexados/modificados conhecidos que permanecerá estável acima de temperaturas de 90-100°C enquanto ainda fornece a segurança e efeitos de corrosão mais baixos de um ácido modificado e tendo um desempenho comparável com aquele de um ácido convencional como HCl. Os inventores descobriram surpreendentemente e inesperadamente que por combinar uma alcanolamina com ácido clorídrico em razões apropriadas pode-se obter tanto uma alternativa mais segura para esse ácido mineral convencional popular (HCl), enquanto mantém substancialmente as propriedades de desempenho do ácido desse modo permanecendo útil em operações de óleo e gás e sendo competitivamente em preço e amplamente disponível.
[023] Consequentemente, há ainda uma necessidade de composições de ácido forte mais seguras, mais tecnicamente avançadas para uso em várias aplicações e temperaturas de indústria de óleo e que podem diminuir/minimizar ou eliminar diversos perigos associados e/ou problemas operacionais, como taxas de corrosão elevadas e/ou segurança porém não necessariamente limitadas às mesmas.
[024] Foi descoberto que as composições de acordo com a presente invenção apresentam estabilidade para operações em temperatura elevada (acima de 90°C e até 190°C) e, portanto, tornam as mesmas úteis na indústria de óleo e gás para todas as aplicações onde um ácido é necessário e fornece aos operadores a capacidade de tratar completações em alta temperatura e operações de manutenção/produção com uma tecnologia que fornece um nível de segurança, vantagens técnicas e baixa corrosão cuja combinação é rara ou desconhecida na indústria até agora. A composição de acordo com a presente invenção pode idealmente ser usada em operações de campo de petróleo, incluindo, porém não limitado a: ácido de quebra de spearhead, operações de fraturamento de ácido, tratamentos de poço de eliminação por injeção, tratamentos de incrustação de injeção de vapor cíclica (CSS) em alta temperatura, tratamentos de incrustação de drenagem de gravidade auxiliada por vapor (SAGD), equipamento de superfície e subsuperfície e tratamentos de incrustação de tubulações & instalações, tratamentos de torta de filtro, decapagem de metal ou tubagem, operações de acidificação de matriz, estimulações, fraturamento, absorções, compressões de cimento, controle de pH de fluido, operações de tubo emperrado e lavagens de ácido de tubagem em espiral, absorções e compressões. O uso mais preferido de uma composição de acordo com a presente invenção é para ácido de spearhead, trabalho de correção e tratamentos de incrustação SAGD e vapor cíclico em alta temperatura.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
[025] Composições de acordo com a presente invenção foram desenvolvidas para a indústria de óleo & gás e suas aplicações associadas, por alvejar os problemas de corrosão, logística & manipulação, exposição humana
& ambiental, taxas de reação, níveis de toxicidade, tendências de biodegradação e compatibilidades de fluido/formação e instalação e/ou compatibilidades operacionais de infraestrutura de tratamento de água e produção.
[026] É um objetivo da presente invenção fornecer uma composição de ácido modificado que pode ser usada em uma ampla ama de aplicações na indústria de óleo e gás e que apresenta propriedades vantajosas em relação a composições conhecidas. De acordo com um aspecto da presente invenção, é fornecida uma composição de ácido modificado compreendendo: um ácido forte e uma alcanolamina em uma razão molar não maior que 15:1; preferivelmente em uma razão molar não maior que 10:1, mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 8:1, ainda mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 5:1, ainda mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 4:1, e ainda mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 3:1, De acordo com outro aspecto da presente invenção, é fornecida uma composição de ácido modificado compreendendo: um ácido forte e um alcanolamina em uma razão molar que varia de 3:1 a 15:1, preferivelmente de 3:1 a 10:1, mais preferivelmente de 4:1 a 8:1, também preferivelmente de 5:1 6,5:1,
[027] Modalidades preferidas da presente invenção fornecem uma composição de ácido modificado que, após uso adequado, resulta em uma taxa de corrosão muito baixa em equipamentos e ferramentas de fundo de poço tubulares de óleo e gás.
[028] De acordo com uma preferida da presente invenção, é fornecida uma composição de ácido modificado para uso na indústria de óleo que é biodegradável. De acordo com uma preferida da presente invenção, é fornecida uma composição de ácido modificado para uso na indústria de óleo que fornecerá uma estabilidade térmica em temperaturas acima de 90°C e até 190°C.
[029] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido modificado para uso na indústria de óleo que fornece proteção contra corrosão em um limite aceitável de campo de petróleo em temperaturas que variam até 190°C.
[030] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido modificado para uso na indústria de óleo que tem reatividade exotérmica mínima após diluição ou durante o processo de diluição com água.
[031] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido modificado para uso na indústria de óleo que é compatível com aditivos de ácido existentes na indústria.
[032] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido modificado para uso em operações na indústria de óleo que é imediatamente reativa após contato/aplicação com formações ou incrustação baseadas em cálcio.
[033] De acordo com uma preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido modificado para uso na indústria de óleo que resulta em erosão não pretendida perto do poço ou enfrenta dissolução devido a uma doação de próton de hidrogênio mais controlada. Isso, por sua vez, resulta em penetração de formação mais profunda, mais ideal e propriedades de formação de buraco de minhoca, permeabilidade aumentada e reduz o potencial para comunicação zonal durante um tratamento de aplicação de isolamento mecânico ‘de furo aberto’ típico. Quando um ácido altamente reativo, como ácido clorídrico, é usado em um poço que tem gaxetas de furo aberto para isolamento (sem revestimento) há um potencial de causar perda de resistência compressiva perto do poço resultando em comunicação entre zonas ou seções de interesse bem como produção de areia em potencial, e migração de resíduos finos. Além disso, ácidos minerais convencionais comumente usados como ácido clorídrico podem causar problemas de estabilidade de poço, devido a sua natureza altamente reativa, resultando no potencial de forças compressivas serem muito aumentadas dessem odo causando trabalho de correção caro em potencial devido a tubos de produção comprimidos ou em colapso. É vantajoso ter um ácido modificado com uma barreira de energia de ativação aumentada ou coeficiente de difusão de próton mais controlado.
[034] Por conseguinte, uma modalidade preferida da presente invenção superaria pelo menos várias das desvantagens encontradas no uso de composições de ácido convencionais da técnica anterior relacionada à indústria de óleo & gás.
[035] De acordo com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificada pode ser também usada na indústria de mineração para os usos selecionados do grupo que consiste em: tratar incrustação e ajustar níveis de pH em sistemas de fluido. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada na indústria de tratamento de água, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: ajustar pH e neutralizar efluente alcalino. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado também pode ser usada na indústria de paisagismo/fertilizante para ajustar o nível de pH de um solo. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada para regenerar leitos de troca iônica. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada na indústria de construção, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: cauterizar concreto e limpar concreto de equipamento e edifícios. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada na indústria de geração elétrica, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: desincrustar tubulações e equipamento relacionado e desincrustar instalações. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada na indústria alimentícia e de laticínios, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: fabricar proteína, fabricar amido, desmineralizar whey, fabricar caseína e regenerar resinas de troca iônica. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada na indústria de piscinas para diminuir o pH de fluidos. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado pode ser também usada na indústria de fabricação para realizar uma operação selecionada do grupo que consiste em: decapar aço e limpar metal. De acordo ainda com outro aspecto da presente invenção, a composição de ácido modificado também pode ser usada na indústria a varejo como um aditivo de limpeza de pH baixo.
BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS
[036] A invenção pode ser mais completamente entendida em consideração da seguinte descrição de várias modalidades da invenção com relação à figura em anexo, na qual:
[037] A figura 1 é uma representação gráfica da taxa de gasto de várias concentrações de uma modalidade preferida de acordo com a presente invenção versus duas concentrações de uma composição de controle;
[038] A figura 2 é uma representação gráfica da taxa de reação/gasto de várias concentrações de outra modalidade preferida de acordo com a presente invenção versus duas concentrações de uma composição de controle;
[039] A figura 3 é uma varredura CT de vários buracos de minhoca obtidos como uma função da injeção de ácido (fluxo de ácido) para dentro de uma formação;
[040] A figura 4 é uma representação gráfica dos resultados do teste de relação de eficiência-buraco de minhoca usando uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção;
[041] As figuras 5A, 5B, 5C, 5D e 5E são imagens dos buracos de minhoca obtidos durante o teste de relação de eficiência de buraco de minhoca usando uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção;
[042] A figura 6 é uma representação gráfica da evolução de pele em relação ao volume de injeção para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.);
[043] A figura 7 é uma representação gráfica do índice de produtividade estimulada em relação ao tempo para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.);
[044] A figura 8 é uma representação gráfica do comprimento de penetração de buraco de minhoca em relação ao volume de injeção total para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.);
[045] A figura 9 é uma representação gráfica da comparação de índice de produtividade em 0 pele para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.); e
[046] A figura 10 é uma representação gráfica da comparação de índice de produtividade em 10 peles para HCL (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.).
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS
[047] A descrição que se segue e as modalidades descritas na mesma, é fornecida como ilustração de um exemplo, ou exemplos, de modalidades específicas dos princípios da presente invenção. Esses exemplos são fornecidos para fins de explicação, e não limitação, desses princípios e da invenção.
[048] De acordo com um aspecto da presente invenção, é fornecida uma composição de ácido modificado ou sintético compreendendo: - um ácido forte e uma alcanolamina em uma razão molar de não mais que 15:1, preferivelmente em uma razão molar não maior que 10:1, mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 8:1, ainda mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 5:1, ainda mais preferivelmente em uma razão molar não maior que 4,1:1 e ainda mais preferivelmente em uma razão molar não menor que 3:1,
[049] Preferivelmente, os componentes principais em termos de volume e percentagem em peso da composição da presente invenção compreendem uma alcanolamina e um ácido forte, como HCl, ácido nítrico, ácido fosfórico, ácido sulfúrico, ácido sulfônico. Uma alcanolamina de acordo com a presente invenção contém pelo menos um grupo amino, -NH2, e um grupo álcool, -OH. Alcanolaminas preferidas, de acordo com a presente invenção incluem, porém não são limitadas a monoetanolamina, dietanolamina e trietanolamina. São mais preferidas monoetanolamina, dietanolamina. A mais preferida é monoetanolamina. Quando adicionado a ácido clorídrico um aducto de base/ácido Lewis é formado onde o grupo amino primário atua como uma base Lewis e o próton do HCl como ácido Lewis. O aducto formato reduz muito os efeitos prejudiciais do ácido clorídrico sozinho, como o efeito de pressão de vapor/exalação, a higroscopicidade e a natureza altamente corrosiva. Vários ácidos orgânicos são também considerados de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção.
[050] A razão molar dos dois componentes principais pode ser ajustada ou determinada dependendo da aplicação pretendida e da capacidade de solubilização desejada. Embora uma razão molar de HCL:MEA de 1:1 possa ser usada, os resultados são significativamente otimizados ao trabalhar acima de uma razão de 2:1 e preferivelmente acima de uma razão de 3:1, De acordo com uma modalidade preferida onde o ácido forte é HCl, pode-se aumentar a razão do componente de HCl para aumentar a capacidade de solubilização da composição enquanto ainda fornece pelo menos uma das seguintes vantagens: saúde; segurança; ambiental e vantagens operacionais em relação ao ácido clorídrico.
[051] Embora uma alcanolamina como monoetanolamina seja um composto conhecido pela pessoa com conhecimentos comuns na técnica, a última sabe que tal composto não deve ser misturado com um ácido forte como HCl. Na realidade, o técnico no assunto perceberá após exame da folha de dados de segurança DOW para monoetanolamina LFG 85 que indica que se deve evitar contato desse composto com ácidos fortes.
[052] Vários inibidores de corrosão podem ser incorporados em uma composição preferida da presente invenção que compreende um ácido forte e uma alcanolamina para reduzir corrosão no aço que é contatado pela composição de acordo com a presente invenção. De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, a composição pode compreender ainda compostos orgânicos que podem atuar como inibidores de corrosão selecionados do grupo que consiste em: álcoois acetilênicos, aldeídos alifáticos ou aromáticos (por exemplo, aldeídos ,-insaturados), alquil fenonas, aminas, amidas, heterociclos contendo nitrogênio (por exemplo, baseados em imidazolina), sais de imínio, triazois, piridina e seus derivados ou sais, derivados de quinolina, derivados de tioureia, tiosemicarbazidas, tiocianatos, sais de amina quaternária e produtos de condensação de carbonilas e aminas. Intensificadores que podem ser incorporados em composições de acordo com a presente invenção são selecionados do grupo que consiste em: ácido fórmico, iodeto de potássio, óxido de antimônio, iodeto de cobre, iodeto de sódio, iodeto de lítio, cloreto de alumínio, óxido de bismuto, cloreto de cálcio, cloreto de magnésio e combinações desses. Preferivelmente, um composto de iodeto como iodeto de potássio é usado.
[053] Outros aditivos podem ser opcionalmente adicionados a composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção. Uma lista não limitadora de tais aditivos comuns inclui agentes de controle de ferro (por exemplo, agentes redutores), tensoativos de umedecimento com água, não emulsionantes, desemulsificadores, agentes de espumação, agentes anti-lama, argila e/ou estabilizador de resíduos finos, inibidores de incrustação, solventes mútuos, redutor de fricção.
[054] Álcoois e derivados dos mesmos, como álcoois de alcino e derivados e preferivelmente álcool de propargila e derivados dos mesmos podem ser usados como inibidores de corrosão. O próprio álcool de propargila é tradicionalmente usado como um inibidor de corrosão que funciona bem em baixas concentrações. Entretanto, é um produto químico inflamável/muito tóxico de manipular como concentrado, assim deve-se ter cuidado quando exposto ao concentrado. Na composição de acordo com a presente invenção, prefere-se usar 2-propin-1-ol, complexado com metil oxirano, visto que esse é um derivado muito mais seguro de se manipular. Pasocorr® PP é um exemplo de tal composto.
[055] Iodetos ou iodatos de metal como iodeto de potássio, iodeto de sódio, iodeto cuproso e iodeto de lítio podem ser potencialmente usados como intensificador de inibidor de corrosão juntamente com a composição de acordo com modalidades preferidas da presente invenção. Na realidade, iodeto de potássio é um iodeto de metal tradicionalmente usado como intensificador de inibidor de corrosão, entretanto, é caro, porém funciona extremamente bem. É não-regulado e seguro de manipular. O iodeto ou iodato está preferivelmente presente em uma percentagem em peso que varia de 0,1 a 5% em peso, mais preferivelmente de 0,2 a 3% em peso, ainda mais preferivelmente de 0,25 a 2% em peso. Exemplo 1 – Processo para preparar uma composição de acordo com uma modalidade preferida da invenção
[056] Monoetanolamina (MEA) e ácido clorídrico são usados como reagentes de partida. Para obter uma razão molar de 4,1:1 de MEA para HCL, deve-se primeiramente misturar 165g de MEA com 835g de água. Isso forma a solução de monoetanolamina. Subsequentemente, tira-se 370 mL da solução de monoetanolamina anteriormente preparada e se mistura com 350mL de HO aq. 36% (22 Baume). No evento de que aditivos são usados, os mesmos são adicionados após mistura rigorosa da solução de MEA e HCl. Por exemplo, iodeto de potássio pode ser adicionado nesse ponto bem como qualquer outro componente desejado para otimizar o desempenho da composição de acordo com a presente invenção. A circulação é mantida até que todos os produtos tenham sido solubilizados. Produtos adicionais podem ser agora adicionados conforme necessário.
[057] A composição resultante do Exemplo 1 é um líquido claro (levemente amarelo) tendo shelf-life maior que 1 ano. Tem uma temperatura de ponto de ebulição de aproximadamente 100°C. Item uma gravidade específica de 1,1±0,02, É totalmente solúvel em água e seu pH é menor que 1, O ponto de congelamento foi determinado como sendo menor que -35°C.
[058] O componente orgânico na composição é biodegradável. A composição é classificada como irritante branda de acordo com as classificações para teste de pele. A composição é de exalação substancialmente mais baixa em comparação com 15% HCl. O teste de toxicidade foi calculado usando informações substitutas e o LD50 foi determinado como sendo maior que - 1300mg/kg. Tabela 1 - 0 Teor de modalidades preferidas das composições dos Exemplos 1, 2 e 3 Exemplo 1 Exemplo 2 Exemplo 3 MEA: HCI MEA-HCl MEA-HCI 1:4,1 razão molar 1:6,4 razão molar 1:9,9 razão molar 165 g MEA 165 g MEA 165 g MEA 835g de água 835g de água 83 5g de água ==> MEA mixture ==> MEA mixture ==> MEA mixture 370mL da mistura MEA + 370mL da mistura MEA + 370mL da mistura MEA 350mL HCL 22Baume 550mL HCL 22 Baume + 850mL HCL 22 Baume
[059] O teor de HCl na composição do Exemplo 1 corresponde ao teor de HCl em uma composição de HCl a 15%. Similarmente, o Exemplo 2 corresponde ao teor de HCl em uma composição de HCl a 20%. Também, o Exemplo 3 corresponde ao teor de HCl em uma composição de HCl a 25%. Tabela 2 – Propriedades de composições preparadas de acordo com modalidades preferidas da presente invenção MEA:HCl MEA:HCl MEA:HCL 1:4,1 razão molar 1:6,4 razão 1:9,9 razão Aparência 100% Transparente, amarelo molar 100% Transparente, molar Transparente, leve amarelo leve 100% amarelo leve Gravidade 1,1 1,121 1,135 específica a% Salinidade, 31,20% 36,80% 40,00 23°C
Odor acentuado leve acentuado acentuado Ponto de 100°C 100°C 100°C ebulição Ponto de -35°C -35°C -35°C congelamento Resistência de 4,9 6,3 7,5 ácido, mL 1N pH NaOH -0,11 -0,41 -0,73
[060] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, a composição compreendendo uma alcanolamina e um ácido forte pode compreender ainda um pacote de inibição de corrosão compreendendo um terpeno; um aldeído ,-insaturado sem grupo metila na posição alfa; pelo menos um tensoativo anfotérico; e um solvente. Preferivelmente, o aldeído ,-insaturado sem grupo metila na posição alfa pode ser usado, exemplos de tais aldeídos incluem, porém não são limitados a citral e cinamaldeído (e derivados dos mesmos). Esses componentes estão preferivelmente presentes em uma quantidade variando de 0,025 a 0,5% na composição de ácido modificado final.
[061] Em outras modalidades preferidas da presente invenção, 2-propin- 1-ol, complexado com metiloxirano pode estar presente em uma faixa de 0,05 – 5,0% em peso/peso, preferivelmente está presente em uma quantidade variando de 0,1 a 3% em peso, ainda mais preferivelmente de 0,5 a 2,0% peso/peso e ainda mais preferivelmente de 0,75 a 1,5% peso/peso. Como substituto para iodeto de potássio pode-se usar iodeto de sódio, iodeto de cobre e iodeto de lítio. Entretanto, iodeto de potássio é o mais preferido.
[062] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção o pacote de corrosão pode compreender compostos de terpeno. Os terpenos considerados pelos inventores para obter resultados desejáveis de inibição de corrosão compreendem: monoterpenos (acíclicos); terpenos monocíclicos; e beta-Ionona. Compostos exemplificadores porém não limitadores de algumas das subclasses de terpeno anteriormente listadas compreendem: para monoterpenos: citral (mistura de geraniale e neral); citronelal; geraniol; e ocimeno; para terpenos monocíclicos: alfa0terpineno; carvona; p-cimeno. Mais preferivelmente, os terpenos são selecionados do grupo que consiste em: citral; ionona; ocimeno e cimeno.
[063] É preferível que o pacote de inibição de corrosão compreenda um tensoativo que seja favorável ao meio ambiente. Mais preferivelmente, o tensoativo é capaz de resistir à exposição a temperaturas de até pelo menos 200°C por uma duração de 2 a 4 horas em um ambiente fechado sem ser submetido à degradação.
[064] Preferivelmente, tensoativos que são anfotéricos estão persentes no pacote de inibição de corrosão. Preferivelmente, o tensoativo anfotérico é selecionado a partir do grupo que consiste em: um tensoativo de sultaína; um tensoativo de betaína e combinações dos mesmos. Mais preferivelmente, o tensoativo de sultaína e o tensoativo de betaína são selecionados do grupo que consiste em: um tensoativo de amido betaína; um tensoativo de amido sultaína; e combinações dos mesmos. Ainda mais preferivelmente, o tensoativo de amido betaína é selecionado a partir do grupo que consiste em: um amido betaína compreendendo uma cauda hidrofóbica de C8 a C16, Mais preferivelmente, o amido betaína compreendendo uma cauda hidrofóbica de C8 a C16 é cocamidobetaína.
[065] Preferivelmente também o pacote de inibição de corrosão compreende ainda um tensoativo aniônico. Preferivelmente, o tensoativo aniônico é um tensoativo carboxílico. Mais preferivelmente, o tensoativo carboxílico é um tensoativo dicarboxílico. Ainda mais preferivelmente, o tensoativo dicarboxílico compreende uma cauda hidrofóbica que varia de C8 a C16, mais preferivelmente, o tensoativo dicarboxílico é lauriminodipropionato de sódio.
[066] Algumas modalidades preferidas usam pacote de inibição de corrosão compreendendo cocamidopropil betaína e -alanina, N-(2-carboxietil) -N-dodecil-, sal de sódio (1:1).
[067] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, ao preparar uma composição ácida compreendendo um pacote de inibição de corrosão, iodetos ou iodatos de metal como iodeto de potássio, iodeto de sódio, iodeto cuproso e iodeto de lítio podem ser adicionados como intensificador de inibição de corrosão. O iodeto ou iodeto está preferivelmente presente em uma percentagem de volume/peso que varia de 0,1 a 1,5%, mais preferivelmente de 0,25 a 1,25%, ainda mais preferivelmente 1% empeso/volume da composição ácida. Mais preferivelmente, o iodeto usado é iodeto de potássio.
[068] Preferivelmente, o terpeno está presente em uma quantidade variando de 2% a 25% em volume do volume total do pacote de inibição de corrosão.
[069] De acordo com uma modalidade preferida, quando presente, o álcool de propargila ou derivado do mesmo está presente em uma quantidade que varia de 20% a 55% por volume do volume total do pacote de inibição de corrosão.
[070] Preferivelmente, pelo menos um tensoativo está presente em uma quantidade que varia de 2% a 20% por volume do volume total do pacote de inibição de corrosão.
[071] Preferivelmente, o solvente está presente em uma quantidade variando de 10% a 45% por volume do volume total do pacote de inibição de corrosão.
[072] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, o pacote de corrosão compreende: 2-Propin-l-ol, composto com metiloxirano; - Alanina, N-(2-carboxietil)-N-dodecil-, sal de sódio (1:1); cocamidopropil betaína; (±)-3,7-Dimetil-2,6-octadienal (Citral); e isopropanol. Mais preferivelmente, a composição compreende 38,5% de 2-Propin-l-ol, composto com metiloxirano; 5% de -Alanina, N-(2-carboxietil)-N-dodecil-, sal de sódio (1:1); 5% de cocamidopropil betaína; 20% de (±)-3,7-Dimetil-2,6-octadienal (Citral); e 31,5% de isopropanol (todas as percentagens são percentagens de volume).
[073] Quando usado com uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, citral está presente em uma concentração que varia de 5 a 30% vol. Do volume total do pacote de inibição de corrosão; cinamaldeído pode estar presente em uma concentração que varia de 5 a 30% vol.; e cocamidobetaína pode estar presente em uma concentração que varia de 2,5 a 15% vol. Dependendo de vários fatores, como temperatura, ácido, metal, etc. cargas de inibidor de corrosão preferidas nas composições de ácido podem variar entre 0,1 e 7,5% vol./vol. Mais preferivelmente, entre 0,1 e 5% vol./vol. Vários testes de biodegradação, toxicidade e bioacumulação realizados indicaram que a maior parte da composição usando esses componentes foi identificada como atendendo satisfatoriamente as exigências para listagem de acordo com uma classificação de Amarelo para uso offshore no Mar do Norte (Noruega). Teste de corrosão As composições de acordo com modalidades preferidas da presente invenção foram expostas ao teste de corrosão. Na maioria dos casos, pacotes de corrosão foram adicionados aos vários fluidos de ácido. A % do componente de pacote de corrosão indica sua % na composição misturada final (ácido + inibidor de corrosão). Os resultados dos testes de corrosão são reportados nas Tabelas 3 até 25, os controles usados eram composições de HCl.
Cupons de vários tipos de aço foram expostos às várias composições listadas por vários períodos de tempo em temperaturas variáveis.
Um resultado preferível é um onde o número de corrosão kg/ m2 (lb/ft2) está em ou abaixo de 0,05, mais preferivelmente esse número está em ou abaixo de 0,02, Tabela 3 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl não usando aditivo – tempo de curso de 6 horas em cupons de aço 1018 em uma temperatura de 110°C tendo uma área superficial de 41,4 cm2 (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) Fluido Temp Pacote Peso Peso Perda Tempo Mils/ mm kg/m2 °C de inicial final de de ano /ano (lb/ft2) corrosão (g) (g) peso curso (g)) (horas) 15%H 110 nenhum 74,14 48,42 25,72 6 45436,1 1154, 6,21 CL 3 1 2 80 0 (1,273) 79
Exem- 110 nenhum 74,18 62,57 11,60 6 20495,1 520,5 2,80 plo 1 1 9 3 31 76 (0,574) diluí- do a 50% Tabela 4 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso variando entre 2 e 6 horas em cupons de aço L-18 em várias temperaturas tendo uma área superficial de 28,0774 cm2 (densidade de cupom de 7,86 g/cm3)
Perda Tempo Pacote Temp de de kg/m2 Fluido de Mils/ano mm/ano °C peso curso (lb/ft2) corrosão (g) (horas) 2,0% Cl- Exemplo 5 0,0683 1 diluído 130 0,194 6 504,248 12,808 0,025% (0,014) a 50% CI-1A Exemplo 3,0%CI-5 0,097 1 diluído 130 0,025% 0,276 6 718,345 18,246 (0,02) a 50% CI-1A 2,0% CI- Exemplo 5 0,087 1 diluído 150 0,243 4 950,544 24,144 0,025% (0,018) a 50% CI-1A 3,0% CI- Exemplo 5 0,083 1 diluído 150 0,231 4 9,036,614 22,953 0,025% (0,017) a 50% CI-1A Exemplo 7,5% CI- 0,127 1 diluído 200 5 0,1% 0,355 2 2,775,448 70,496 (0,026) a 50% CI-1A 1,75% Exemplo CI-5 0,029 1 diluído 110 0,077 6 2,000,323 5,081 0,1% CI- (0,006) a 50% 1A
[074] A diluição do fluido é feita usando a composição concentrada (exemplo 1) e diluindo com água de torneira até metade da concentração original.
[075] C1-1A se refere a iodeto de potássio; Cl-5 se refere a um pacote de inibidor de corrosão de propriedade compreendendo um terpeno; um cinamaldeído ou um derivado do mesmo; pelo menos um tensoativo anfotérico; e um solvente. Tabela 5 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl e DEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso variando entre 2 e 6 horas em vários cupons de aço em uma temperatura de 110°C tendo uma área superficial de 28,0774 cm2 (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) aço fluido Pacote Peso Peso Perda Tempo Mil/ mm/ kg/m2 de inicial final de de ano ano (lb/ft2) corrosã (g) (g) peso curso o (g) (h) N80 Exemplo 1,75% 61,24 61,1 0,108 6 281 7,15 0,039 1 diluído CI-5 1% 51 37 ,55 2 (0,008) a 50% CI-1 A 58 L80 50% 1,75% 60,55 60,3 0,167 4 651 16,5 0,058 DEA:HCL CI-5 1% 02 834 ,66 52 (0,012) 1:4,1 CI-1 A 76
N80 50% 1,75% 60,34 60,2 0,106 4 414 10,5 0,039 DEA:HCL CI-5 1% 21 36 ,52 29 (0,008) 1:4,1 CI-1 A Tabela 6 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 6 horas em cupons de aço 1018 em uma temperatura de 90°C tendo uma área superficial de 41,4 cm2 (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) Fluido Pacote de Peso Peso Perda Mils/ano mm/ano kg/m2 corrosão inicial final (g) de (lb/ft2) (g) peso Exemplo 1 0,75% CI- 74,1448 74,0485 0,096 (g) 170,1068 4,321 0,024 diluído a 5, 0,25% (0,005) 50% CI-1 A
50%DEA:HCL 0,75% CI- 74,224 74,1375 0,087 152,7958 3,881 0,019 1:4,1 5, (0,004) 0,25%CI- 1A Exemplo 1 Nenhum 74,1723 65,8583 8,314 14686,06 373,026 2,006 diluído a (0,411) Exemplo 50% 1 0,25% CI- 74,0726 73,4539 0,619 1092,888 27,759 0,151 diluído a 5, 0,15% (0,0310 50% CI-1A Exemplo 1 0,50% CI- 74,1381 73,744 0,394 696,1484 17,682 0,092 diluído a 5, 0,15% (0,019) 50% CI-1A Exemplo 2 Nenhum 74,0655 61,9836 12,082 21341,78 542,081 0,598 diluído a 50% 2 Exemplo 0,25% CI- 74,1492 71,8392 2,310 4080,443 103,643 0,556 diluído a 5, 0,15% (0,1140 50% CI-1A Exemplo 2 0,50% CI- 74,1115 73,6647 0,447 789,239 20,047 0,107 diluído a 5, 0,15% (0,0220 50% CI-1 A Exemplo 3 Nenhum 74,1601 59,278 14,882 26288,12 667,718 3,593 diluído a (0,736) Exemplo 50% 3 0,25% CI- 74,153 70,3044 3,849 6798,266 172,676 0,927 diluído a 5, 0,5%CI- (0,190) 50% 1A
Exemplo 3 0,50% CI- 74,1107 73,3095 0,801 1415,26 35,948 0,195 diluído a 5, (0,040) 50% 0,15%CI- 1A Tabela 7 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 6 horas em cupons de aço L80 em uma temperatura de 120°C tendo uma área superficial de 41,4 cm2 (densidade de cupom de 7,86 g/cm3)
Perda Peso kg/m2 Pacote de Peso de Fluido inicial Mils/ano mm/ano corrosão final (g) peso (lb/ft2) (g) (g)
Exemplo 1 0,75% CI-5, 59,8578 59,564 0,294 5,189,759 13,182 0,015 diluído a 0,50%CI-1A 50% Exemplo 1 1,0% CI-5, 60,2693 599,396 0,330 5,823,906 14,793 0,016 diluído a 0,75%CI-1A 50% Exemplo 1 1,25% CI-5, 60,4076 595,108 0,897 1,584,131 40,237 0,044 diluído a 0,75%CI-1A 50% Tabela 8 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 6 horas em cupons de aço 1018 em uma temperatura de 90°C tendo uma área superficial de 41,4 cm2 (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) Perda Peso kg/m2 Pacote de Peso de Fluido inicial Mils/ano mm/ano corrosão final (g) peso (lb/ft2) (g) (g)
Exemplo 1 0,60% CI-5 0,053 740,052 737,828 0,222 3,928,531 9,978 diluído a 0,25%CI-1A (0,011) 50%
Exemplo 1 0,50% CI-5, 0,068 741,151 73,823 0,292 515,973 13,106 diluído a 0,25%CI-1A (0,014) 50%
Exemplo 2 0,60% CI-5 0,0488 740,215 738,259 0,196 3,455,129 8,776 diluído a 0,25%CI-1A (0,010) 50%
Exemplo 2 0,50% CI-5 0,083 74,063 737,148 0,348 6,150,694 15,623 diluído a 0,25%CI-1A (0,017) 50% Exemplo 3 0,60% CI-5 0,141 740,873 735,028 0,585 1,032,476 26,225 diluído a 0,25%CI-1A (0,029) 50% Exemplo 3 0,50% CI-5 0,141 740,916 73,51 0,582 1,027,353 26,095 diluído a 0,25%CI-1A (0,029) 50% Tabela 9 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempos de curso variáveis em vários cupons de aço em temperatura variada (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) Cupom Fluido Temp Tempo Pacote de Área Mils/ano mm/ano kg/m2 °C de curso corrosão superficial (lb/ft2) (horas) (cm2)
N80 Exemplo 90 6 0,6% CI-5 28,0774 240,403 6,106 0,034 1 0,025% CI- (0,007) (diluição 1A a 50%)
J55 Exemplo 90 6 0,6% CI-5 28,922 138,310 3,513 0,019 1 0,025% CI-1 (0,004) (diluição A a 50%)
P110 Exemplo 90 4 0,6% CI-5 28,922 364,487 9,258 0,034 1 0,025% CI-1 (0,007) (diluição A a 50%)
QT900 Exemplo 90 6 0,6% CI-5 34,31 93,784 2,382 0,014 1 0,025% CI-1 (0,003) (diluição A a 50%)
N80 Exemplo 110 6 0,75% CI-5 28,0774 396,418 10,069 0,053 1 0,050% CI-1 (0,011) (diluição A a 50%)
J55 Exemplo 110 6 0,75% CI-5 28,922 144,632 3,674 0,019 1 0,050% CI-1 (0,0040 (diluição A a 50%)
P110 Exemplo 110 4 0,75% CI-5 28,922 701,287 17,813 0,063 1 0,050% CI-1 (0,013) (diluição A a 50%)
QT900 Exemplo 110 6 0,75% CI-5 34,31 339,966 8,635 0,048 1 0,050% CI-1 (0,010) (diluição A a 50%)
1018 Exemplo 110 6 0,75% CI-5 33,22 313,9176 7,974 0,043 1 0,050% CI-1 (0,009) (diluição A a 50%)
L80 Exemplo 90 6 0,6% CI-5 28,0774 278,170 7,066 0,039 1 0,025%CI- (0,008) (diluição 1A a 33% 0,1%NE-1 de solução de reserva)
L80 Exemplo 120 6 0,6% CI-5 28,0774 1773,724 45,053 0,244 1 0,025%CI- (0,050) (diluição 1A a 33% 0,1%NE-1* de solução de reserva)
L80 Exemplo 120 6 0,75% CI-5 28,0774 798,566 20,284 0,107 1 0,05% CI-1 A (0,0220 (diluição 0,1%NE-1 a 33% de solução de reserva)
P110 Exemplo 120 6 0,925% CI-5 28,922 1398,528 35,523 0,195 1 0,0625% CI- (0,040) (diluição 1A0,1%NE- a 33% 1 de solução de reserva)
P110 Exemplo 120 6 1,25% CI-5 28,922 834,161 21,188 0,117 1 0,095% CI-1 (0,0240 (diluição A a 33% 0,1%NE-1 de solução de reserva)
Tabela 10 – Teste de corrosão de várias composições de MEA-HCl usando vários aditivos – tempos de curso variáveis em vários cupons de aço em várias temperaturas (densidade de cupom de 7,86 g/cm3)
Pacote Tempo Área 2 Temp de Mils/a mm/an kg/m Cupom Fluido de curso superficia °c: corrosã no o (lb/ft2) (horas) l (cm2) o
Exemplo 2 l%CI-5 0,112 P11O (diluição a 90 72 0,1%CI- 28,922 66,648 1,693 (0,023) 50%) 1A
Exemplo 2 2% CI-5 0,063 P11O (diluição a 90 72 0,2%CI- 28,922 36,832 0,936 (0,013) 50%) 1A
Exemplo 2 3% CI-5 0,058 P110 (diluição a 90 72 0,3%CI- 28,922 34,957 0,888 (0,012) 50%) 1A
Exemplo 2 2% CI-5 0,0151 P110 (diluição a 90 168 0,2%CI- 28,922 38,063 0,967 (0,031) 50%) 1A
Exemplo 2 3% CI-5 0,0131 P110 (diluição a 90 168 0,3%CI- 28,922 33,431 0,849 (0,027) 50%) 1A
Exemplo 1 0,25% 123,19 0,0146 N80 (diluição a 60 6 280,774 3,129 CI-5 7 (0,003) 50%)
Exemplo 1 0,25% 0,009 J55 (diluição a 60 6 28,922 79,901 2,029 CI-5 (0,002) 50%)
Exemplo 1 0,25% 431,47 0,058 1018 (diluição a 60 6 33,22 10,959 CI-5 2 (0,012) 50%)
1,75% Exemplo 1 CI-5 515,31 0,068 J55 (diluição a 130 6 28,922 13,089 0,125% 4 (0,014) 50%) CI-1A
1,75% Exemplo 1 CI-5 1,371, 0,185 1018 (diluição a 130 6 33,22 34,841 0,125% 683 (0,038) 50%) CI-1 A
2,25% Exemplo 1 CI-5 1,671, 0,229 N80 (diluição a 130 6 280,774 42,466 0,175% 884 ()0,047) 50%) CI-1 A
2,25% Exemplo 1 CI-5 1,289, 0,175 1018 (diluição a 130 6 33,22 32,750 0,175% 351 (0,036) 50%) CI-1 A
2,25% Exemplo 1 CI-5 1,498, 0,136 N80 (diluição a 150 4 280,774 38,066 0,225% 679 (0,028) 50%) CI-1 A
2,50% Exemplo 1 CI-5 1,058, 0,097 N80 (diluição a 150 4 280,774 26,883 0,275% 374 (0,020) 50%) CI-1 A
Tabela 11 – Teste de corrosão da composição do Exemplo 1 (diluída a 50%) usando várias concentrações dos mesmos aditivos – tempos de curso variáveis em cupons de aço L80 em uma temperatura de 150°C ou 170C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) (área superficial de cupom de 28,0774 cm2) Fluido Temp Tempo Pacote de Mils/ano mm/ano kg/m2 °C de curso corrosão (lb/ft2) (horas) Exemplo 1 150 4 2,0% CI-5 752,4651268 19,113 0,068 (diluição a 0,25% CI-1 (0,014) 50%) A Exemplo 1 150 4 2,5% CI-5 553,6049245 14,062 0,048 (diluição a 0,25% CI-1 (0,010) 50%) A Exemplo 1 170 3 7,5% CI-5 2690,017248 68,326 (0,185) (diluição a 0,75% CI-1 0,038 50%) A Tabela 12 – Teste de corrosão de várias composições MEA-HCl usando vários aditivos – tempos de curso variáveis em cupons de aço L80 em uma temperatura de 120°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) (área de superfície de cupom de 28,0774 cm2) Fluido Tempo de Pacote de Mils/ano mm/ano kg/m2 curso corrosão (lb/ft2) (horas)
Exemplo 1 3 0,5% CI-5 492,2669054 12,504 0,034 (diluição a 0,25% CI-1 (0,007) 50%) A Exemplo 1 3 0,75% CI-5 557,9024928 14,171 0,039 (diluição a 0,5% CI-1 (0,008) 50%) A Exemplo 2 3 0,5% CI-5 797,5244785 20,257 0,053 (diluição a 0,25% CI-1 (0,0110 33% de A solução de reserva) Exemplo 2 3 0,75% Cl-5 434,9659958 11,048 0,029 (diluição a 0,5%CI-1A (0,006) 33% de solução de reserva) Exemplo 1 3 0,5% CI-5 502,6852526 12,768 0,034 (diluição a 0,25%CI- (0,007) 33% de 1A solução de reserva) Exemplo 1 4 0,5% CI-5 544,2284121 13,823 0,048 (diluição a 0,25%CI- (0,010) 33% de 1A solução de reserva)
Exemplo 1 5 0,5% CI-5 1210,820312 30,755 0,136 (diluição a 0,25%CI- (0,028) 33% de 1A solução de reserva) Exemplo 1 4 0,5% CI-5 566,4976292 14,389 0,053 (diluição a 0,25%CI- (0,011) 50%) 1A Exemplo 1 5 0,5% CI-5 984,5338108 25,007 0,112 (diluição a 0,25%CI- (0,0230) 50%) 1A Tabela 13 – Teste de corrosão de várias composições MEA-HCl usando vários aditivos – tempos de curso variáveis em vários cupons de aço em uma temperatura de 90°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) cupom Fluido Tempo Pacote Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 de de superficie (lb/ft2) curso corrosão (cm2) (horas) L80 Exemplo 1 72 1,5% CI-5 28,0774 59,40628395 1,509 0,097 (diluição a 0,15%CI- (0,020) 50%) 1A P110 Exemplo 1 72 1,5% CI-5 28,922 41,69960594 1,059 0,068 (diluição a 0,15% (0,014) 50%) CM A P110 Exemplo 1 72 2,0% CI-5 28,922 38,85501433 0,987 0,063 (diluição a 0,2%CMA (0,013) 50%)
L80 Exemplo 2 6 0,5% CI-5 28,0774 278,6907877 7,079 0,039 (diluição a 0,025% (0,008) 50%) CM A N80 Exemplo 2 6 0,5% CI-5 28,0774 175,028233 4,446 0,0244 (diluição a 0,025% (0,005) 50%) CM A J55 Exemplo 2 6 0,5% CI-5 28,922 169,6640864 4,309 0,0244 (diluição a 0,025% (0,005) 50%) CM A PI10 Exemplo 2 6 0,5% CI-5 28,922 214,4189945 5,446 0,029 (diluição a 0,025% (0,006) 50%) CM A QT-900 Exemplo 2 6 0,5% CI-5 34,31 94,21005901 2,393 0,014 (diluição a 0,025% (0,003) 50%) CM A 1018CS Exemplo 2 6 0,5% CI-5 33,22 1000,529698 25,413 0,136 (diluição a 0,025% (0,028) 50%) CMA Tabela 14 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – durante um tempo de curso de 6 horas em vários cupons de aço em uma temperatura de 110°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) cupom Fluido Pacote de Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 corrosão superfície (lb/ft2) (cm2) L80 Exemplo 2 0,75% CI-5 28,0774 458,407277 11,644 0,063 (diluição a 0,05% (0,0130 50%) CMA
N80 Exemplo 2 0,75% CI-5 28,0774 460,4909464 11,696 0,063 (diluição a 0,05% (0,013) 50%) CMA J55 Exemplo 2 0,75% CI-5 28,922 147,6659113 3,751 0,019 (diluição a 0,05% (0,004) 50%) CMA P110 Exemplo 2 0,75% CI-5 28,922 249,3126516 6,333 0,034 (diluição a 0,05% (0,007) 50%) CMA QT-900 Exemplo 2 0,75% CI-5 34,31 165,4004656 4,201 0,024 (diluição a 0,05%CI- (0,005) 50%) 1A 1018CS Exemplo 2 0,75% CI-5 33,22 195,2628915 4,960 0,024 (diluição a 0,05%CI- (0,005) 50%) 1A L80 Exemplo 2 1,0% CI-5 28,0774 616,2452371 15,653 0,083 (diluição a 0,075% CI- (0,017) 50%) 1A N80 Exemplo 2 1,0% CI-5 28,0774 515,9686453 13,106 0,068 (diluição a 0,075% CI- (0,014) 50%) 1A PI 10 Exemplo 2 1,0% CI-5 28,922 297,3546433 7,553 0,039 (diluição a 0,075% CI- (0,008) 50%) 1A Tabela 15 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempos de curso variáveis em vários cupons de aço em várias temperaturas (densidade de cupom de 7,86 g/cm3)
Cupom Fluido Temp Tempo Pacote Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 "C de de superfíci (lb/ft2) curso corrosã e (cm2) (horas) o 1018C Exemplo 40 6 0,5% CI- 33,22 39,185 0,995 0,004 S 1 5 (0,001) (diluição 0,025% a 10% CI-1 A de 0,1%NE- solução 1 de reserva) 1018C Exemplo 40 6 0,5% CI- 33,22 37,864 0,962 (0,004 S 1 5 (0,001) (diluição 0,025% a 25% CI-1 A de 0,1%NE- solução 1 de reserva) 1018C Exemplo 40 6 0,5% CI- 33,22 39,405 1,001 0,004 S 1 5 (0,001) (diluição 0,025% a 33% CI-1 A de 0,1%NE- solução 1 de reserva)
1018C Exemplo 70 6 0,5% CI- 33,22 129,441 3,288 0,019 S 1 5 (0,004) (diluição 0,025% a 10% CI-1 A de 0,1%NE- solução 1 de reserva) 1018C Exemplo 70 6 0,5% CI- 33,22 123,278 3,131 0,0146 S 1 5 (0,003) (diluição 0,025% a 25% CI-1A de 0,1%NE- solução 1 de reserva) 1018C Exemplo 70 6 0,5% CI- 33,22 139,788 3,551 0,019 S 1 5 (0,004) (diluição 0,025% a 33% CI-1 A de 0,1%NE- solução 1 de L80 Exemplo reserva) 150 4 3% CI-5 28,0774 1383,42 35,139 0,126 1 0,3%CI- 6 (0,026) (diluição 1A a 50%)
J55 Exemplo 110 6 1,5%CI- 28,922 227,567 5,780 0,029 1 6 0,15% (0,006) (diluição CI-1 A a 90% de solução de J55 Exemplo reserva) 110 6 1,25% 28,922 313,790 7,970 0,0439 1 Cl-6 (0,009) (diluição 0,1% CI- a 90% 1A de solução de
L80 reserva) 110 Exemplo 6 1,25% 28,0774 714,178 18,140 0,0976 1 CI-6 (0,020) (diluição 0,1% CI- a 90% 1A de solução de reserva)
N80 Exemplo 110 6 1,25% 28,0774 1172,32 29,777 0,161 1 CI-6 5 (0,033) (diluição 0,1%CI- a 90% 1A de solução de P110 Exemplo 110 6 1,25% 28,922 1038,97 26,390 0,141 reserva) 1 CI-6 1 (0,02 (diluição 0,1% CI- 9) a 90% 1A de solução de QT-900 Exemplo reserva) 110 6 1,25% 34,31 663,520 16,853 0,092 1 CI-6 (0,01 (diluição 0,1% CI- 9) a 90% 1A de solução de 1018C Exemplo 110 6 1,25% 33,22 779,731 19,805 0,107 reserva) S 1 CI-6 (0,02 (diluição 0,1%CI- 2) a 90% 1A de solução de reserva)
L80- Exemplo 110 3 1,25% CI- 8,47 286,649 7,281 0,019 CR13 1 6 0,1% (0,00 (diluição CI-1 A 4) a 90% de
J55 solução 110 Exemplo 6 0,75% CI- 28,922 135,276 3,436 0,019 de 1 5 (0,00 reserva) (diluição 0,05%CI- 4) a 90% 1A de L80 Exemplo solução 110 6 0,75% CI- 28,077 201,335 5,114 0,029 1 de 5 4 (0,00 (diluição reserva) 0,05%CI- 6) a 90% 1A de N80 Exemplo solução 110 6 0,75% CI- 28,077 178,154 4,525 0,024 1 de 5 4 4 (diluição reserva) 0,05%CI- (0,00 a 90% 1A 5) de PI 10 Exemplo solução 110 6 0,75% CI- 28,922 189,134 4,804 0,024 1 de 5 (0,00 (diluição reserva) 0,05%CI- 5) a 90% 1A de solução de reserva)
QT-900 Exemplo 110 6 0,75% CI- 34,31 165,187 4,196 0,024 1 5 (0,00 (diluição 0,05%CI- 5) a 90% 1A de QT-800 Exemplo 110 6 0,75% CI- 34,31 135,134 3,432 0,019 solução 1 5 (0,00 de (diluição 0,05%CI- 4) reserva) a 90% 1A de 1018C Exemplo 110 6 0,75% CI- 33,22 270,330 6,866 0,039 solução S 1 5 (0,00 de (diluição 0,05%CI- 8) reserva) a 90% 1A de C1-6: inibidor de corrosão de propriedade compreendendo citral e solução cinamaldeído.
C1-4A: álcool de propargila com metiloxirano Tabelade 16 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando reserva) vários aditivos – tempos de curso variáveis em vários cupons de aço em uma temperatura de 120°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) cupom fluido Tempo Pacote de Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 de corrosão superfície (lb/ft2) P110 Exemplo 1 6 0,90% CI-5 28,922 787,8886636 20,012 0,107 curso (cm2) (diluído a CNE (0,022) (horas) 20% de solução de reserva)
QT- Exemplo 6 0,90% CI-5 34,31 1283,771913 32,608 0,175 900 1 (diluído CNE (0,036) a 20% de solução de reserva)
P110 Exemplo 6 1,0% CI-5 28,922 875,6285116 22,241 0,122 1 (diluído CNE (0,025) a 20% de solução de reserva)
P110 6 1,25% CI-5 28,922 602,5477167 15,305 0,083 Exemplo CNE (0,017) 1 (diluído a 20% de solução de reserva)
PI 10 Exemplo 6 1,5% CI-5 28,922 787,635811 20,006 0,107
1 (diluído CNE (0,022)
a 20% de solução de reserva)
QT- Exemplo 2 1,25% CI-5 28,922 221,4988669 5,626 0,009 100 1 (diluído CNE (0,002) a 20% de solução de reserva) QT- 2 1,25% CI-5 29,7 549,5832215 13,959 0,0244 Exemplo 1300 CNE (0,005) 1 (diluído a 20% de solução de reserva)
QT- 3 1,25% CI-5 28,922 293,3090019 7,450 0,019 Exemplo 100 CNE (0,004) 1 (diluído a 20% de solução de reserva)
QT- Exemplo 3 1,25% CI-5 29,7 523,4829431 13,296 0,034 1300 1 (diluído CNE (0,007) a 20% de solução de reserva)
QT- Exemplo 4 1,25%CI- 28,922 429,3436941 10,905 0,039 100 1 (diluído 5CNE (0,008)
a 20% de solução de reserva)
C1-5CNE se refere a um pacote de corrosão contendo Cl-5, K1 e um não emulsionante Tabela 17 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 6 horas em vários cupons de aço em uma temperatura de 90°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) Cupom Fluido Pacote de Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 corrosão superfície (lb/ft2) (cm2)
PI10 Exemplo 2 0,5% C1- 34,839 215,158445 5,465 0,029 (diluído 5CNE (0,006) a 20% de solução de reserva) QT-100 Exemplo 2 0,5% CI- 30,129 244,1796076 6,202 0,034 (diluído 5CNE (0,007) a 20% de solução de reserva)
QT-1300 Exemplo 2 0,5% CI- 32,064 329,1078442 8,359 0,043 (diluído 5CNE (0,009) a 20% de solução de reserva) P110 Exemplo 2 0,5% CI- 34,839 221,8755867 5,636 0,029 (diluído 5CNE (0,006) a 20% de solução de reserva) QT-100 Exemplo 2 0,5% CI- 30,129 276,7045255 7,028 0,039 (diluído 5CNE (0,008) a 20% de solução de reserva) QT-1300 Exemplo 2 0,5% CI- 32,064 342,56409 8,701 0,048 (diluído 5CNE (0,010) a 20% de solução de reserva) Tabela 18 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 4 horas em cupons de aço L80 em uma temperatura de 150°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) Fluido Pacote de Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 corrosão superfície (lb/ft2) (cm2)
Exemplo 2 3,0%CI-5 31,806 1361,945612 34,593 0,12 (diluição a 0,3%CI-1A (0,025) 50%)
Exemplo 2 2,5% CI-5 31,806 1575,428604 40,016 0,141 (diluição a 0,25%CI-1A (0,029) 50%) Tabela 19 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – vários tempos de curso em cupons de aço L80 em uma temperatura de 150°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) (área de superfície de cupons de 31,806 cm2) Fluido Tempo de Pacote de Mils/ano mm/ano kg/m2 curso corrosão (lb/ft2) (horas) Exemplo 3 4 2,5% CI-5 1455,409087 36,967 0,131 (diluição a 0,25%CI-1A (0,027) 50%)
Exemplo 3 4 3,0% CI-5 1308,14376 33,227 0,117 (diluição a 0,3%CI-1A (0,024) 50%) Exemplo 3 4 3,0% CI-5 958,7766021 24,353 0,087 (diluição a 0,3%CI-1A (0,018) 50%) 1,0% 6-3 Exemplo 3 4 2,75% CI-5 1047,066822 26,595 0,092 (diluição a 0,25%CI-1A (0,019) 50%) 1,0% 6-3
Exemplo 3 4 2,75% CI-5 1672,685799 42,486 0,151 (diluição a 0,25%CI-1A (0,031) 50%) 2,0% 6-3 Exemplo 3 5 3,0% CI-5 1338,424546 33,996 0,151 (diluição a 0,3%CI-1A (0,031) 50%) 1,0% 6-3 6-3 se refere a um etoxilato de cadeia curta de C6 e 3 grupos de etoxilato atuando como solvente/tensoativo não iônico.
Tabela 20 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – vários tempos de curso em vários cupons de aço em uma temperatura de 120°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) (área superficial de cupons de 31,86 cm2) Cupom fluido Tempo Pacote de Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 de corrosão superfície (lb/ft2) curso (cm2) (horas)
P110 Exemplo 6 0,90% CI- 28,922 787,88866 20,012 0,107 1 (diluído 5CNE 36 (0,022 a 20% de ) solução de reserva)
QT- Exemplo 6 0,90%CI- 34,31 1283,7719 32,608 0,175 900 1 (diluído 5CNE 13 (0,036 a 20% de ) solução de reserva)
PI 10 Exemplo 6 1,0%CI- 28,922 875,62851 22,241 0,122 1 (diluído 5CNE 16 (0,025 a 20% de ) solução de reserva) PI 10 Exemplo 6 1,25%CI- 28,922 602,54771 15,305 0,083 1 (diluído 5CNE 67 (0,017 a 20% de ) solução de reserva)
P110 Exemplo 6 1,5%CI- 28,922 787,63581 20,006 0,107 1 (diluído 5CNE 1 (0,022 a 20% de ) solução de reserva)
QT- Exemplo 2 1,25%CI- 28,922 221,49886 5,626 0,009 100 1 (diluído 5CNE 69 (0,002 a 20% de ) solução de reserva) QT- Exemplo 2 1,25%CI- 29,7 549,58322 13,959 0,0244 1300 1 (diluído 5CNE 15 (0,005 a 20% de ) solução de reserva)
QT- Exemplo 3 1,25%CI- 28,922 293,30900 7,450 0,019 100 1 (diluído 5CNE 19 (0,004 a 20% de 0 solução de reserva)
QT- Exemplo 3 1,25%CI- 29,7 523,48294 13,296 0,034 1300 1 (diluído 5CNE 31 (0,007 a 20% de ) solução de reserva)
QT- Exemplo 4 1,25%CI- 28,922 429,34369 10,905 0,039 100 1 (diluído 5CNE 41 (0,008 a 20% de ) solução de reserva) Tabela 21 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 6 horas em vários cupons de aço em uma temperatura de 90°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) cupom Fluido Pacote de Área de Mils/ano mm/ano kg/m2 corrosão superfície (lb/ft2) (cm2)
P110 0,5% CI- 34,839 215,158445 5,465 0,029 Exemplo 2 5CNE (0,006) (diluído a 20%)
QT-100 0,5% CI- 30,129 244,1796076 6,202 0,034 Exemplo 2 5CNE (0,007) (diluído a 20%)
QT-1300 Exemplo 2 0,5% CI- 32,064 329,1078442 8,359 0,043
(diluído a 5CNE (0,009)
20%)
P110 Exemplo 2 0,5% CI- 34,839 221,8755867 5,636 0,029 (diluído a 5CNE (0,006) 20%)
QT-100 Exemplo 2 0,5% CI- 30,129 276,7045255 7,028 0,039 (diluído a 5CNE (0,0080 20%) QT-1300 Exemplo 2 0,5% CI- 32,064 342,56409 8,701 0,048
(diluído a 5CNE (0,010)
20%)
C15-CNE é o inibidor de corrosão Cl-5 combinado com iodeto de potássio dissolvido no mesmo e com um não emulsionante Tabela 22 – Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – tempo de curso de 4 horas em cupons de aço L80 em uma temperatura de 150°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) (área de superfície de cupons de 31,806 cm2) Cupom Fluido Pacote de Mils/ano mm/ano kg/m2 corrosão (lb/ft2)
L80 Exemplo 2 3,0% CI-5 1361,945612 34,593 0,122 (diluído a 0,3%CI-1A (0,025) 50%) L80 Exemplo 2 2,5% CI-5 1575,428604 40,016 0,141 (diluído a 0,25%CI-1A (0,029) 50%) Tabela 23 - Comparação de teste de corrosão entre MEA-HCl usando vários aditivos – vários tempos de curso em cupons de aço L80 em uma temperatura de 150°C (densidade de cupom de 7,86 g/cm3) (área de superfície de cupons de 31,806 cm2) fluido Tempo Pacote de Mils/ano mm/ano kg/m2 de corrosão (lb/ft2) curso (horas)
Exemplo 3 4 2,5% CI-5 1455,409087 36,967 0,131 (diluído a 50%) 0,25% CI-1A (0,027) Exemplo 3 4 3,0% CI-5 1308,14376 33,227 0,117 (diluído a 50%) 0,3%CI-1A (0,024) Exemplo 3 4 3,0% CI-5 958,7766021 24,353 0,087 (diluído a 50%) 0,3%CI-1A (0,018) 1,0% 6-3 Exemplo 3 4 2,75% CI-5 1047,066822 26,595 0,092 (diluído a 50%) 0,25%CI-1A (0,019) 1,0% 6-3 Exemplo 3 4 2,75% CI-5 1672,685799 42,486 0,151 (diluído a 50%) 0,25%CI-1A (0,031) 2,0% 6-3 Exemplo 3 5 3,0% CI-5 1338,424546 33,996 0,151 (diluído a 50%) 0,3%CI-1A (0,031) 1,0% 6-3
[076] Com relação ao impacto de corrosão em aço do tipo de campo de óleo típico, foi estabelecido que estava claramente bem abaixo dos limites de corrosão aceitáveis estabelecidos pela indústria para certas aplicações, como aplicações de spearhead ou tratamentos de incrustação em temperatura mais baixa.
[077] O teste de corrosão realizado ajuda a determinar o impacto do uso de tal composição de ácido modificado de acordo com a presente invenção em comparação com o padrão da indústria (misturas de HCl ou quaisquer outras misturas de ácido orgânico ou mineral) quando exposto a uma variedade de temperaturas e tipos de aço.
[078] Os resultados obtidos para a composição contendo somente HCl foram usados como uma linha de base para comparar as outras composições. Os resultados da Tabela 3 mostram que uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção mostra aperfeiçoamento substancial (mais de duas vezes melhor) quando comparado com uma solução de HCl a 15% quando exposta a cupons de aço 1018 em uma temperatura de 110°C por um período de 6 horas.
[079] Adicionalmente, composições de acordo com modalidades preferidas da presente invenção permitirão que o usuário final utilize uma alternativa para ácidos convencionais que têm as vantagens de desempenho de fundo de poço, vantagens de transporte e/ou armazenagem bem como as vantagens para saúde, segurança e ambiental. O aumento em controle de corrosão é uma vantagem da presente invenção versus o uso de HCl em temperaturas acima de 90°C. a redução em capacidade corrosiva de pele, a natureza de gasto controlado e a tolerância alta a sal são outras vantagens dependendo das modalidades preferidas das composições de acordo com a presente invenção. Teste de dissolução
[080] Para avaliar a eficácia do ácido modificado de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, o teste de dissolução foi realizado para estudar o poder de dissolução de várias composições após exposição a carbonato de cálcio (Tabela 24) e dolomita (Tabela 25). Os testes foram realizados em uma temperatura de 23°C e foram comparados com a eficácia de uma solução de HCl a 15% e HCl a 28%. Os resultados são reportados nas tabelas 24 e 25 abaixo. Tabela 24 – Resultados de dissolução para várias composições de ácido e solubilidade total Fluido Peso inicial Peso final Perda de Solubilidade Solubilidade peso / g de ácido % total - kg/m3 HCL 15% 20,0142 9,3023 10,7119 53,52 214 HCL 15% 25,0018 15,4885 9,5133 38,05 190 HCL 28% 20,0032 0,9922 19,011 95,04 380 HCL 28% 25,0024 3,84442 21,15798 84,62 423 MEA:HCL 1:5,8 15,0432 3,5958 11,4474 76,10 229 MEA:HCL 1:3,5 15,0434 5,9654 9,078 60,35 182 MEA:HCL 1:3,8 15,0422 5,0306 10,0116 66,56 200 MEA:HCL 1:4,1 15,0134 4,1962 10,8172 72,05 216 MEA:HCL 1:4,7 15,0513 3,5523 11,499 76,40 230 MEA:HCL 1:6,4 15,0328 1,4028 13,63 90,67 273 MEA:HCL 1:7 15,00576 0,2064 14,79936 98,62 296 MEA:HCL 1:9,9 18,5574 6,4458 18,5594 74,22 371 DEA:HCL 1:3,5 15,0222 5,6072 9,415 62,67 188 DEA:HCL 1:4,1 15,0356 4,0526 10,983 73,05 220 Tabela 25 – Teste de solubilidade de ácido com dolomita triturada (a 23°C) usando um volume de 50 mL de composição Fluido Peso Peso final Perda de Solubilidade Solubilidade inicial peso / g de ácido % total - kg/m3 Exemplo 1 15,032 5,5323 9,4997 63,20 190 Exemplo 2 20,0028 6,8672 13,1356 65,67 263 Exemplo 3 25,0089 8,8639 16,145 64,56 323 Exemplo 1 diluído 10,0318 5,198 4,8338 48,18 97 a 50% Exemplo 2 diluído 15,0263 8,4886 6,5377 43,51 131 a 50% Exemplo 3 diluído 20,0024 11,8339 8,1685 40,84 163 Taxa de gastos a 50%
[081] Testes foram conduzidos para avaliar a reatividade das composições de acordo com modalidade preferida da presente invenção. Determinação de taxa de reação de ácido sintético a 60°C
[082] Uma quantidade predeterminada de ácido sintético foi aquecida a 60°C em um banho de água. A solução foi então colocada em uma balança e um azulejo de carbonato de cálcio pesado previamente foi submerso na solução aquecida. O peso foi registrado em cada intervalo de 1 minuto por 30 minutos. A partir do peso registrado, a percentagem de perda de peso foi calculada e traçada como uma função de tempo.
[083] Com base nos dados obtidos, as duas concentrações variáveis da mesma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção tiveram taxas de gastos comparáveis quando comparadas com duas concentrações de uma composição de ácido de controle (HCl a 15% e 28%). A representação gráfica do teste é ilustrada nas figuras 1 e 2,
[084] Embora a presente invenção apresente uma taxa de reação mais metódica quando comparada com HCl a 15%, é mais reativa do que a maioria dos ácidos modificados, complexados ou sintéticos típicos em concentrações de 33% a 90%, ficando muito próximo da taxa de reação de um HCl a 15% em uma diluição a 90% (90% de ácido – 10% de água). Ter um sistema de ácido modificado mais seguro que reage substancialmente mais rápido do que outros sistemas de ácido modificado mais seguros é vantajoso em uma aplicação de spearhead onde a finalidade do ácido é limpar cimento residual das perfurações e auxiliar na redução da quebra ou federar pressão durante os estágios iniciais de um tratamento de estimulação (fratura ou matriz). É vantajoso ter um sistema de ácido que possa ser armazenado em local como um concentrado (fornecendo um nível alto de segurança mesmo em forma concentrada) que pode ser então usado e diluído ou misturado até a concentração desejada em movimento. Quando áreas difíceis do tratamento de poço são encontradas (pressões de desmontagem altas) a concentração pode ser aumentada, desse odo reduzindo o tempo que leva para obter a taxa de injeção desejada do seguinte sistema de fluido. Teste de estabilidade
[085] O teste foi realizado usando célula de envelhecimento pressurizada com revestimento de Teflon para auxiliar a estabilidade da composição do Exemplo 1 em várias temperaturas. Os testes foram conduzidos em uma pressão de 400 psi. Os resultados dos testes são reportados na Tabela 26 abaixo. Tabela 26 – Teste de estabilidade usando célula de envelhecimento pressurizada com revestimento de Teflon. Fluido Temp Pressão Duração pH pH pH após Solubilidade Precipitação (°C> (psi) de teste antes após tratamento antes (horas) de gasto térmico (kg/m3) gasto Exemplo 150 400 16 0,2 2,5 2,2 110 NO 1 diluído a 50% Exemplo 175 400 16 0,15 2,4 2,3 110 NO 1 diluído a 50%
Exemplo 190 400 18 0,17 2,6 2,5 110 NO 1 diluído a 50% Exemplo 200 400 24 0,08 2,5 5,2 110 Material 1 orgânico diluído a marrom 50% leve
TESTE DÉRMICO
[086] O objetivo desse estudo foi avaliar a irritação dérmica e capacidade corrosiva da composição do Exemplo 1, após uma aplicação única à pele de composições de MEA-HCL de 1:4,1 razão molar.
[087] A superfície de teste (pele humana localizada na parte posterior da mão) foi exposta a uma composição de MEA-HCL de 1:4,1 razão molar. Observação visual das áreas expostas foi realizada durante intervalos de tempo de 15, 30, 45 e 60 minutos. A superfície foi lavada após exposição e os resultados foram registrados como observações visuais da superfície da pele.
[088] Observações registradas mostram que não houve formação de bolhas ou efeito de vermelhidão na pele exposta durante e após exposição da composição testada. TESTE DÉRMICO (TESTE DE COELHO)
[089] Um estudo de irritação dérmica/corrosão da pele foi conduzido em coelhos albinos usando uma composição do Exemplo 1 para determinar o potencial de corrosão da pele do material de teste.
[090] O animal original foi tratado com 0,5 mL de material de teste não diluído para permitir tempos de observação predeterminados de sítios tratados para irritação dérmica e defeitos. O primeiro sítio dosado foi lavado e observado 3 minutos após. Um segundo sítio foi dosado e envolto por 1 hora, a seguir lavado; os primeiro e segundo sítios de teste foram observados. Um terceiro sítio dosado foi envolto por 4 horas. Uma hora após desembalar e lavar o terceiro sítio, todos os três sítios de teste foram observados em relação a sinais de irritação da pele e/ou corrosão. Com base nos resultados do primeiro animal dosado, cada dos dois animais adicionais foi então dosado em um único sítio de teste de 4 horas, intacto. Observações de todos os animais em relação à irritação dérmica e defeitos foram feitas a ~1, 24, 48 e 72 horas, e (somente o animal original) 7, 10 e 14 dias após o desembalar de dose de 4 horas.
[091] Destruição de tecido (necrose) não foi observada em qualquer animai no período de avaliação de corrosão da pele. O material de teste é considerado não corrosivo por critérios DOT quando aplicado a pele intacta de coelhos albinos.
[092] Irritação dérmica foi observada em dois animais no segmento de irritação de pele primária do teste. Um Índice de irritação primária (PII) de 1,3 foi obtido com base em observações de 1, 24, 48 d 72 horas (sítio de exposição de 4 horas apenas) em relação à irritação e aquele valor foi usado para atribuir uma classificação descritiva de levemente irritante. Controle de incrustação de sulfeto de ferro
[093] Uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção foi testada em relação a sua capacidade de dissolver sulfeto de ferro. Os resultados de desempenho foram registrados na Tabela 27 abaixo. Tabela 27, Teste de solubilidade de ácido com sulfeto de ferro (a 23°C)
Fluido Volume Peso Peso Perda Solubilidade Solubilidade de ácido inicial final de peso de ácido (%) total Exemplo 1 (mL) 50 (g) 10,0002 (g) 1,5195 (g) 8,4807 84,81 170 3) (kg/m Exemplo 2 50 15,0019 3,2539 11,748 78,31 235 Exemplo 3 50 15,0048 1,0725 13,9323 92,85 279
[094] Os resultados acima ilustram outro uso valioso de uma composição de acordo com modalidades preferidas da presente invenção por solubilizar sulfeto de ferro em incrustação de campo de petróleo comumente encontrado. Compatibilidade de elastômero
[095] Quando elementos de vedação comuns usados na indústria de óleo e gás entram em contato com composições de ácido tendem a degradar ou pelo menos mostrar sinal de dano. Diversos elementos de vedação comuns a atividades nessa indústria foram expostos a uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção para avaliar o impacto da última sobre sua integridade. Mais especificamente, o endurecimento e secagem e a perda de integridade mecânica de elementos de vedação podem ter consequências substanciais sobre a eficiência de certos processos visto que quebras exigem a substituição de elementos de vedação defeituosos. O teste foi realizado para avaliar o impacto da exposição de composição do Exemplo 1 a vários elastômeros. Teste de elastômero de longa duração (exposição de 72 horas) no produto concentrado do Exemplo 1 a 70°C e 28,000 kPa mostrou pouca ou nenhuma degradação de vários elastômeros, incluindo Nitrile® 70, Viton®75, elementos de vedação estilo Aflas®80, os resultados são reportados na Tabela 28, Isso indica que a composição do Exemplo 1 é compatível com vários elastômeros tipicamente encontrados na indústria de óleo e gás. Tabela 28 – Dados de compatibilidade de elastômero para composição a 100% do Exemplo 1 – 3 dias a 70°C
Elastômero Peso antes / Peso após / Alteração Espessura Espessura g g de peso/g antes /mm após / mm Viton V75 240 0,3454 0,3556 -0,0102 3,47 3,55 Nitrile N70 240 0,2353 0,2437 -0,0084 3,53 3,5 EPDM E70 126 0,114 0,1195 -0,0055 2,58 2,65 Teste de formação de buraco de minhoca
[096] Inúmeros estudos do processo de formação de buraco de minhoca em acidificação de carbonato mostraram que o padrão de dissolução criado pelo ácido em fluxo pode ser caracterizado como um de três tipos (1) dissolução compacta, na qual a maior parte do ácido é usada perto da face da rocha; (2) formação de buraco de minhoca, na qual a dissolução avança mais rapidamente nas pontas de um número pequeno de microcanais altamente condutivos, isto é, buracos de minhoca, do que nas paredes circundantes; e (3) dissolução uniforme.
[097] O padrão de dissolução que é criado depende da velocidade intersticial, que é definida como a velocidade de ácido fluindo através do meio poroso. Velocidade intersticial é relacionada à taxa de injeção (velocidade intersticial = taxa de injeção / (área de baixa porosidade). Padrões de dissolução compactos são criados em taxas de injeção relativamente baixas, padrões de buraco de minhoca são criados em taxas intermediárias e padrões de dissolução uniforme em taxas altas.
[098] Essa velocidade intersticial na ponta do buraco de minhoca controla a propagação de buraco de minhoca. A taxa de injeção e ácido ótima é então calculada com base em uma correlação de fluxo semiempírica. Na taxa de injeção ótima, para um dado volume, ácido penetra mais distante para dentro da formação, resultando no resultado mais eficiente da estimulação de ácido. Estruturas de buraco de minhoca mudam de diâmetro grande em baixa velocidade intersticial para buracos de minhoca finos em condições de velocidade ótima, para padrões mais ramificados em alta velocidade intersticial.
[099] É bem aceito pela indústria que a velocidade intersticial fornecendo modo de buraco de minhoca se a velocidade intersticial ótima, na qual para um dado volume ácido penetra mais distante para dentro da formação, resultando no resultado mais eficiente de estimulação de ácido. Estruturas de buraco de minhoca mudam de diâmetro grande em baixa velocidade intersticial para buracos de minhoca finos em condição ótima, para padrão mais ramificado em velocidade intersticial alta. A figura 3 mostra um exemplo ilustrando três padrões de buraco de minhoca.
[0100] Essa série de estudo de teste experimental examinou a composição do Exemplo 1 (diluído a uma concentração de 90%). Essa composição é projetada como um ácido sintético aquoso de corrosão baixa/baixo risco aperfeiçoado através da adição de química de campo de petróleo de propriedade para substituir misturas de HCl padrão, especialmente para temperatura alta a ultra alta.
[0101] O sistema de ácido de acordo com a presente invenção foi comparado com HCl a 15% sob exatamente as mesmas condições de teste. A curva de eficiência de buraco de minhoca (volume de poro a ruptura vs velocidade intersticial) foi determinada para ambos os sistemas de ácido para comparação. Foi concluído que a composição testada tem o volume de poro ótimo similar de ruptura em aproximadamente 11% de valor mais baixo e aproximadamente 18% mais baixo de velocidade intersticial ótima em comparação com HCl. Parâmetros de teste
[0102] Duas séries de experimentos de acidificação de matriz foram realizadas para avaliar o desempenho da composição do Exemplo 1 vs HCl a 15%. Os experimentos utilizaram uma concentração de 90% da composição do
Exemplo 1 compreendendo inibidor de corrosão comercial comum a 0,3% vol., e o outro conjunto de experimentos utilizou uma solução a 15% de HCl com 0,3% vol. De um inibidor de corrosão. Os experimentos foram conduzidos utilizando núcleos de calcário de Indiana.
[0103] Todos os núcleos tinham 1,5 polegada de diâmetro e 8 polegadas em comprimento. A porosidade média das amostras de núcleo era 14% e a permeabilidade média era 13 mD. A contrapressão usada nesses experimentos foi 2000 psi. A temperatura de teste foi 180°F (82°C). os núcleos de calcário foram selecionados visto que ajudam a simular a geologia encontrada mais comumente em campos de petróleo na América do Norte. Procedimento de teste
[0104] O aparelho de acidificação de matriz consiste em um sistema de bombeamento, um sistema de acumulação, uma célula de contenção de núcleo, um sistema de manutenção de pressão, um sistema de aquecimento e um sistema de captação de dados. Uma bomba de seringa Teledyne Isco® foi usada para injetar água e ácido em taxas constantes. Um regulador de contrapressão foi usado para manter a pressão de sistema mínima desejada a 2000 psi.
[0105] Pressão de confinamento foi ajustada em 400 – 500 psi mais alta que a pressão de injeção para evitar vazamento de fluido. Duas fitas de aquecimento foram usadas para aquecer o suporte de núcleo e o fluido de injeção para os testes em temperatura alta. Durante o experimento, o sistema foi primeiramente pressurizado por injetar água, após o fluxo atingir um estado constante; permeabilidade foicalculada a partir do diferencial de pressão medido através da célula de contenção de núcleo. O sistema foi então aquecido até a temperatura de experimento. Quando o sistema cheio; fluido, célula de contenção de núcleo e núcleo atingiram a temperatura alvo, injeção de água cessou e a injeção de ácido iniciou.
[0106] A injeção cessou quando buracos de minhoca violaram o núcleo e o tempo de injeção de ácido foi registrado para o cálculo de ruptura de volume de poro. Para cada condição experimental, 4-6 testes individuais foram realizados com os mesmos parâmetros de pressão e temperatura. A única condição que mudou foi a taxa de injeção. A taxa variou em uma faixa até a condição ótima ser identificada. O modelo Buijse e Glasbergen (2005) foi utilizado para gerar a relação de eficiência de buraco de minhoca por encaixar os dados experimentais obtidos. Propriedades de núcleo
[0107] Os núcleos utilizados para teste tinham 1,5 polegadas de diâmetro e 8 polegadas de comprimento. Amostras de calcário de indiana foram obtidas de uma amostra de afloramento para assegurar propriedades lineares. Resultados experimentais
[0108] Os resultados experimentais para HCl são listados na tabela 29 abaixo. Os resultados experimentais para a composição do Exemplo 1 (em 90% de concentração) são listados na Tabela 30, Tabela 29 – Experimento de formação de buraco de minhoca – resultados experimentais para HCl Núcleo# Taxa de injeção de Velocidade Volume de poro ácido (mL/min) intersticial até ruptura (cm/min) IC2 10 6,39 0,52 IC1 8 4,53 0,60 IC3 7 4,97 0,60
IC5 5 3,47 0,51 IC6 3 2,10 0,47 IC16 2 1,56 0,64 IC18 0,8 0,62 2,93 Tabela 30 – Experimento de formação de buraco de minhoca – Resultados experimentais para a composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) Núcleo# Taxa de injeção de Velocidade Volume de poro ácido (mL/min) intersticial até ruptura (cm/min) IC111 10 6,37 0,63 IC108 5 3,01 0,46 IC112 3 1,92 0,49 IC5109 2 1,2 0,57 ICA16 1 0,57 2,11
[0109] A condição ótima para os dois conjuntos de experimentos com a equação de Buijse e Glasbergen são listadas na Tabela 31,
[0110] A figura 4 é uma representação gráfica dos resultados do teste de relação de eficiência de buraco de minhoca usando uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção. Os dados obtidos e traçados correlacionam a ruptura de Volume de poro como uma função da velocidade intersticial. O ponto mais baixo de cada curva é considerado fornecer a condição ótima para cada composição ácida.
[0111] As varreduras CT para as duas composições do Exemplo 1 (em 90% de concentração ) são mostradas nas figuras 5A, B, C, D e E. as imagens de varredura CT para o núcleo LDA 16 (figura 5A), IC108 (figura 5D), IC109 (figura
5B), IC111 (figura 5E) e IC112 (figura 5C). as imagens são dispostas a partir da velocidade intersticial mais baixa (0,57 cm/min) até a velocidade intersticial mais alta (6,37 cm/min). o comportamento de formação de buraco de minhoca segue o padrão convencional: uma velocidade intersticial baixa, os buracos de minhoca são mais ramificados e em velocidade intersticial alta, os buracos de minhoca são mais uniformes e retos. Tabela 31 – Condição ótima obtida a partir dos resultados experimentais a partir do Experimento de formação de buraco de minhoca no. 1 Condição ótima IICI Exemplo 1 (90% conc.) PVbt-ótima 0,46 0,41 Vi-opt 1,97 1,62 PVbt – diferença ótima 11% Vi-diferença ótima 18%
[0112] De acordo com a teoria de eficiência ótima de buraco de minhoca, o diâmetro de buraco de minhoca é suposto aumentar quando a velocidade de injeção diminui e a estimulação começa a perder eficiência em baixas taxas de injeção. Isso não é observado durante esse estudo utilizando a composição do exemplo 1 (em 90% de concentração). Em uma taxa de injeção baixa (0,8 mL/min (0,5 cm/min)) o núcleo de HCl desenvolveu um buraco de minhoca de diâmetro grande e a velocidade de propagação de buraco de minhoca é lenta. O teste parou porque a lua para confinar pressão foi quebrada por dissolução compacta exibida com HCl. Ao contrário, a composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) mostrou um diâmetro de buraco de minhoca similar à taxa de injeção mais ótima (taxa de injeção mais alta). A 1,2 cm/min, os buracos de minhoca criados pela composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) eram muito menores (desejados) do que aqueles criados pela composição de HCl a
15%. Isso mostra que a composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção tem eficiência de estimulação mais alta em geral em comparação com HCl, especialmente em taxa de injeção mais baixa.
[0113] Observações preliminares de testes de eficiência de buraco de minhoca: a velocidade intersticial ótima para a composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) é mais baixa que HCl a 15%, fornecendo uma vantagem em relação ao teste de sistema de ácido HCl. Essa característica ajuda a reduzir as exigências de taxas de injeção altas tipicamente utilizadas em operações de campo para obter qualquer nível de eficiência com relação ao desempenho de formação de buraco de minhoca; o volume de poro ótimo para ruptura para a composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) é similar (ótima) a HCl a 15%. Com outros ácidos retardados, tendem a ter velocidade intersticial ótima mais baixa. A maioria deles, se não todos, têm volume de poro ótimo mais alto de ruptura devido a taxas de reação mais baixas. A composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) não apresenta um PVbt.opt aumentado; e tem potencial vantajoso quando comparado com HCl a 15% a partir de uma perspectiva de desempenho de buraco de minhoca. O benefício é mais acentuado em baixa velocidade intersticial. Para aplicações limitadas por taxa de injeção, a composição de acordo com a presente invenção pode reduzir o volume de ácido exigido 2-4 vezes com o mesmo resultado de estimulação. Desempenho de formação de buraco de minhoca
[0114] Para comparar o desempenho de formação de buraco de minhoca da composição do exemplo 1 (a 90% de conc.) e uma composição de HCl a 15%, algum trabalho de modelagem foi feito em dois valores de velocidade intersticial.
[0115] Para comparar seu desempenho, vi perto da condição ótima do
Exemplo 1 e em uma condição mais baixa foram modelados. A Tabela 32 contém os valores PVbt correspondentes em vi selecionado. Tabela 32, Condições de modelagem para a composição do exemplo 1 (conc. A 90%) e HCl a 15% Condições de modelagem HCL Exemplo 1 (90% conc.) Caso 1 Vi,l 1,6 1,6 PVbt,1 0,49 0,41 Caso 2 Vi,2 0,6 0,6 PVbt,2 3,23 2,11
[0116] O trabalho de modelagem seguiu o modelo de Buijse-Glasbergen de propagação de buraco de minhoca. A equação é como a seguir
[0117] Para cada dos casos, os valores de PVbt,n e Vi,n variaram para avaliar o desempenho de ácido por comparar os valores Vwh. O comprimento de buraco de minhoca em cada etapa de tempo foi calculado por simplesmente computar quanto o buraco de minhoca aumentou por multiplicar a velocidade da ponta do buraco de minhoca até a etapa de tempo (nesse caso 0,1 min.) e adicionar ao comprimento de buraco de minhoca na etapa de tempo anterior.
[0118] A pele foi calculada com a fórmula simplificada de Hawkins.
[0119] O índice de produtividade geral foi calculado com a fórmula 4 abaixo:
[0120] Então a produtividade de cada ácido foi comparada com os valores JD na pele geral de 0 e 10, onde o termo pele terá o valor de 0 ou 10, então essa razão foi marcada com o volume de ácido usado. Para fins do cálculo, a taxa de injeção de 2 bpm, porosidade de 14%, espessura do poço de 1,000 pés, raio inicial de poço de 0,4 pés, raio de reservatório de 2,980 pés, pressão de poço de 3,000 psi, pressão de reservatório de 5,000 psi, permeabilidade de 30 mD, viscosidade de fluido de 1 cp, e fator de volume de formação de 1,117 foram assumidos.
[0121] As figuras 6 a 10 são os gráficos gerados com essas condições. As quatro curvas representam o desempenho de ambas as composições em duas velocidades intersticiais diferentes (a composição de HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (a 90% de conc.) ambas de 0,6 e 1,6 cm/min.). A figura 6 é uma representação gráfica da evolução da pele em relação ao volume de injeção para HCl (15%) e a composição do Exemplo 1 (90% de conc.). A figura 7 é uma representação gráfica do índice de produtividade estimulada ao longo do tempo para HCl (15%) e a composição do Exemplo 1 (90% de conc.). A figura 8 é uma representação gráfica do comprimento de penetração de buraco de minhoca em relação ao volume de injeção total para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.). A figura 9 é uma representação gráfica da comparação do índice de produtividade em pele 0 para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.). A figura 10 é uma representação gráfica da comparação de índice de produtividade em peles 10 para HCl (15%) e a composição do exemplo 1 (90% de conc.).
[0122] Como pode ser visto a partir das figuras 6 a 10, a composição do Exemplo 1 (a 90% de concentração) mostra um desempenho superior claro em baixa velocidade intersticial em comparação com uma composição de HCl a 15%. Isso significa que se a operação de estimulação de ácido tem uma limitação para taxa de bombeamento abaixo da velocidade intersticial ótima de HCl a 15%, a composição do exemplo 1 (a 90% de conc.) tem vantagem definitiva em comparação com HCl a 15%. Teste ambiental
[0123] Uma série de testes foi realizada para avaliar o impacto ambiental de monoetanolamina. Uma solução de reserva de 98-99% de monoetanolamina puro foi enviada para ser testada. A solução foi diluída onde necessário. Determinação de toxicidade letal aguda para copépodes marinhos (Copepoda; Crustacea) (SIO 14669 (1999) qualidade de água)
[0124] Esse estudo foi encomendado para determinar a toxicidade de fase aquática de monoetanolamina para o copépode marinho Acartia tonsa. O teste LC50 de toxicidade de A. tonsa foi realizado de acordo com o plano de estudo exceto pelo seguinte desvio e interferências, porém atendeu todos os outros critérios de validade relevantes. No teste definitivo a temperatura da água de diluição estava abaixo de limites aceitáveis em um máximo de 0,7°C, o pH estava abaixo de limites aceitáveis em um máximo de 0,01 unidades. Esses desvios não eram esperados ter um impacto sobre o teste visto que não houve mortalidades de controle.
[0125] No teste de determinação de gama a composição de monoetanolamina apresentou um valor LC50 48 h de 550 mg/l (Fração de água acomodada (WAF)) para o copépode marinho A. tonsa na fase aquosa. O resultado foi baseado em concentrações nominais e foi calculado por Interpolação linear no pacote CETIS de análise estatística. Houve <10% de mortalidade de controle observada em todo o teste de determinação de gama.
No teste definitivo, a composição de monoetanolamina apresentou um valor LC50 48 h de 434 mg/l em água do mar (Fração de água acomodada (WAF)) para o copépode marinho A. tonsa na fase aquosa. O resultado foi baseado em concentrações nominais e foi calculado por Interpolação linear no pacote CETIS de análise estatística. Houve <10% de mortalidade de controle observada em todo o teste definitivo. Diretrizes de OSPARCOM (2006) Parte A. Um bioensaio de sedimento usando um anfipodo Corophium sp.
[0126] Esse estudo foi encomendado para determinar a toxicidade de fase de sedimento da composição de monoetanolamina para o anfipodo intertidal Corophium volutator. O teste LC50 de toxicidade de C. volutator foi conduzido de acordo com o plano de estudo e atendeu a todos os critérios de validade relevantes. O pH nas réplicas de 10,000 mg/kg (peso nominal) mostrou um pH muito mais alto em comparação com a faixa exigida normal de 7,5 – 8,5, esse é um efeito direto do próprio material de teste. A composição de monoetanolamina apresentou um valor LC50 de 10 dias de 6,600 mg/kg (via sedimento seco) para o anfipodo marinho C. volutator na fase de sedimento. O resultado se baseia em concentrações nominais e foi calculado por Interpolação Linear no pacote CETIS de análise estatística. ISO 10253 (2016) Qualidade de água – Teste de inibição de crescimento de algas marinhas com Skeletonema sp.
[0127] Esse estudo foi encomendado para determinar a toxicidade de fase aquática da composição de monoetanolamina para as algas unicelulares marinhas Skeletonema sp. O teste EC(r)50 de toxicidade de Skeletonema sp. Foi conduzido de acordo com o plano de estudo e atendeu a todos os critérios de validade relevantes. É o resultado desse teste que foi reportado. As observações mostraram que o pH para um material de 1000 mg/l resultou em uma alteração física, o material passou de turvo para claro, portanto, os materiais não ajustados foram usados para o teste de determinação de gama e o teste definitivo além do material de 100 mg/l, não houve alteração física observada.
[0128] No teste de determinação de gama, a composição de monoetanolamina apresentou um valor Ec(r)50 72 h de 509 mg/l (WAFs) para o fitoplâncton marinho Skeletonema sp. Na fase aquosa. O resultado se baseia nas concentrações nominais e foi calculado por Interpolação linear no pacote CETIS de análise estatística. No teste definitivo, monoetanolamina apresentou um valor EC(r)50 72h de 199,7 mg/l (WAFs) para o fitoplâncton marinho Skeletonema sp. Na fase aquosa. O resultado se baseia em concentrações nominais e foi calculado por Interpolação linear no pacote CETIS de análise estatística. Avaliação de capacidade de degradação aeróbica da composição do exemplo 1 em água do mar (método OECD 306)
[0129] Esse estudo foi encomendado para determinar a capacidade de degradação aeróbica da composição de monoetanolamina em água do mar. O teste foi conduzido de acordo com o plano de estudo e atendeu a todos os critérios de validade relevantes. Não houve desvios nesse teste. O valor ThODNO3 foi determinado a partir da fórmula química do composto testado. Houve componentes contendo nitrogênio presentes, portanto, a nitrificação total foi assumida.
[0130] A degradação de modelo de oxigênio estava compreendida em limites formais de aceitabilidade. O material de referência solúvel, benzoato de sódio, degradou em mais de 60% nos primeiros 14 dias, indicando que a água do mar usada no teste continha uma população satisfatória de bactérias viáveis. Os dados de agua do mar coletados confirmam que a contagem microbiana para água do mar usada nesse teste estava compreendida em limites aceitáveis.
[0131] De acordo com os dados de biodegradação com nitrificação considerados a composição de monoetanolamina biodegradou em 71% durante 28 dias. O material de teste pareceu biodegradar rapidamente durante os 7 primeiros dias, a taxa diminuiu entre os dias 14 e 21, Entretanto, durante os últimos 7 dias a taxa aumentou para atingir uma biodegradação máxima de 71% no dia final do estudo de 28 dias.
[0132] A diretriz OECD 306 determinar que o material de teste pode ser considerado como sendo inibidor para bactérias (na concentração usada) se o BOD da mistura de referência e materiais de teste for menor que a soma do BOD das soluções separadas das duas substâncias. Nesse teste, a composição mostrou uma baixa percentagem de inibição de 12% em 28 dias. Avaliação da toxicidade da composição do exemplo 1 para o peixe marinho Cyprinodon variegatus (teste de limite OSPAR)
[0133] Esse estudo foi encomendado para determinar a toxicidade aquática (teste de limite de 96 h) da composição de monoetanolamina para o peixe marinho Cyprinodon variegatus.
[0134] O teste de limite de peixe de 96h foi conduzido de acordo com o plano de estudo e atendeu a todos os critérios de validade relevantes. Não houve interferências nesse teste. As condições de exposição de teste estavam compreendidas em limites formais e informais de aceitabilidade exceto pelo modelo de exceção abaixo. Houve dez peixes usados em ambos os tanques de teste e controle, sem mortalidade de controle observada. O pH não foi ajustado visto que o ajuste de pH causava uma alteração física no estoque de material de teste em um estudo aliado; a avaliação da toxicidade (48h LC50) da composição testou em relação ao copépode marinho Acartia tonsa (2356-1).
[0135] A concentração de teste foi derivada do valor EC/LC50 do material de teste entre a espécie em teste de toxicidade aguda mais sensível, espécie Skeletonema sp. E A. tonsam. A partir de estudos aliados, a espécie de alga Skeletonema sp. Foi observada ser mais sensível com um valor EC50 de 199,7 mg/l.
[0136] Após 96 h de exposição à composição de monoetanolamina, nenhuma mortalidade foi observada no peixe marinho C. variegatus. Portanto, pode-se concluir que a composição não apresentou efeito em 199,7 mg/l após 96 h de exposição (Fração acomodada de água) ao peixe marinho C. variegatus na fase de água. Usos de composições de acordo com modalidades preferidas da presente invenção
[0137] A tabela 33 lista um número de usos em potencial (ou aplicações) das composições de acordo com a presente invenção após diluição das mesmas variando de aproximadamente 1 a 99% de diluição, incluem, porém não são limitadas a: tratamentos de injeção/eliminação; compressões de ácido de matriz, absorções ou anteparos; faturamento de ácido, lavagens de ácido; spearheads de faturamento (quebras); tratamento de incrustação de tubulação; quebras de cimento ou limpeza de perfuração; controle de pH; e aplicações desincrustação; tratamentos de incrustação de vapor cíclico em alta temperatura (até 190°C) e tratamentos de incrustação de drenagem por gravidade auxiliada a vapor (SAGD) (até 190°C).
[0138] Os métodos de uso compreendem em geral as seguintes etapas: fornecer uma composição de acordo com uma modalidade preferida da presente; expor uma superfície (como uma superfície de metal) à composição de ácido modificada aquosa; permitir a composição de ácido modificada aquosa um período de tempo suficiente para atuar sobre a superfície; e opcionalmente, remover a composição de ácido quando o tempo de exposição foi determinado como sendo suficiente para a operação ser completa ou suficientemente completa. Outro método de uso compreende: injetar a composição aquosa de ácido modificado em um poço e permitir tempo suficiente para que a composição de ácido modificada aquosa execute sua função desejada, subsequentemente remover a composição de ácido a partir do poço para parar a exposição a ácido. Ainda outro método de uso compreende: expor a composição aquosa de ácido modificado a uma massa de fluido (tipicamente água) exigindo uma diminuição no pH e permitindo tempo de exposição suficiente para que a composição aquosa de ácido modificado diminua o pH até o nível desejado. Tabela 33 – Aplicações para as quais as composições de acordo com a presente invenção podem ser usadas bem como faixas de diluição propostas Aplicação Diluição Benefícios Poços de sugerida 10% -75% Compatível com solventes mútuos e misturas de injeção/eliminação solvente, muito eficaz em termos de custo. Compressões & 33% - 75% Facilidade de armazenagem & manipulação, eficaz absorções em termos de custo em comparação com -anteparo estimulações de ácido convencionais. Capacidade de - Anular deixar equipamento de bomba no poço. fraturas de ácido 50% - 90% Diminuição de transporte e armazenagem em /tratamentos de comparação com ácido convencional, sem matriz problemas de separação de mistura, taxa de gasto abrangente encoraja penetração mais profunda de formação.
fratura Spearheads 33% - 90% Capaz de ajustar concentração em movimento. (quebras) Diminuição de transporte e armazenagem no local.
Quebras de cimento 20% - 90% Concentrações mais altas recomendas devido a temperaturas mais baixas, e solubilidade reduzida de cimento envelhecido.
Controle de pH 0,1%- 1,0% Usado em uma variedade de aplicações para ajustar o nível de pH de sistemas baseados em água.
Desincrustação de l%-25% Injeção continua/desincrustação de revestimentos revestimento, óleo com fenda, tipicamente em temperaturas muito pesado altas.
[0139] As principais vantagens do uso da composição de ácido modificado incluíram: a redução das cargas totais de ácido sendo transportado, e o número necessário de tanques por fornecer produto concentrado para o local e diluir com fluidos disponíveis no local, ou perto do local (com água de produção de baixa até alta salinidade ou doce). Outra vantagem de uma modalidade preferida da presente invenção inclui a diminuição de carga de inibidor de corrosão. Outras vantagens de modalidades preferidas da composição de acordo com a presente invenção incluem: eficiências operacionais que levam à eliminação de ter de circular periodicamente tanques de ácido HCl devido à separação de aditivo químico de controle de corrosão; corrosão reduzida para tubos de fundo de poço; proteção contra corrosão de temperatura até 190°C, menos rupturas de instalação devido à precipitação de metais ou ferro no processo de tratamento de óleo e precipitação de carbonato solubilizado em níveis de pH mais baixos, estabilidade térmica de um ácido modificado e exposição a ácido HCl perigosa reduzida ao pessoal e meio ambiente por ter um ácido de exalação baixa, baixo risco (pressão de vapor mais baixa) tendo capacidade corrosiva dérmica baixa ou nenhuma.
[0140] Uma composição de ácido modificado de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção pode ser usada para tratar formação de incrustação em operações SAGD ou CSS (fluxo cíclico) em altas temperaturas (até 190°C) enquanto obtém limites de corrosão aceitáveis dependentes de tempo definidos pela indústria (tipicamente duas a três horas em temperaturas elevadas). Isso também elimina a necessidade das operações SAGD ou CSS serem paradas para um resfriamento antes de um tratamento de incrustação e o ácido modificado ser injetado no poço para tratar formação de incrustação no interior do poço em temperaturas altas reduzindo muito o tempo de paralisação e perda de receita para o operador.
[0141] Embora a invenção acima tenha sido descrita em algum detalhe para fins de clareza e compreensão, serão entendidos por técnicos no assunto relevantes, após terem se familiarizado com essa revelação que várias alterações em forma e detalhe podem ser feitas sem se afastar do verdadeiro escopo da invenção nas reivindicações apensas.

Claims (33)

REIVINDICAÇÕES
1. Composição aquosa de ácido modificado, caracterizada pelo fato de que compreende: um ácido mineral e uma alcanolamina em uma razão molar de não mais que 15:1.
2. Composição aquosa de ácido modificado, caracterizada pelo fato de que compreende: ácido clorídrico e uma alcanolamina em uma razão molar de não mais que 15:1.
3. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de que o ácido clorídrico e a alcanolamina estão presentes em uma razão molar de não mais que 10:1.
4. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de que o ácido clorídrico e alcanolamina estão presentes em uma razão molar de não mais que 7,0:1.
5. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de que o ácido clorídrico e alcanolamina estão presentes em uma razão molar de não mais que 4,1:1.
6. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 2, caracterizada pelo fato de que o ácido clorídrico e alcanolamina estão presentes em uma razão molar de não menos que 3:1.
7. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizada pelo fato de que a alcanolamina é selecionada a partir do grupo que consiste em: monoetanolamina; dietanolamina; trietanolamina e combinações das mesmas.
8. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizada pelo fato de que a alcanolamina é monoetanolamina.
9. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizada pelo fato de que a alcanolamina é dietanolamina.
10. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizada pelo fato de que compreende adicionalmente um iodeto ou iodato de metal.
11. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o ácido mineral é selecionado do grupo que consiste em: HCl, ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido sulfônico, ácido fosfórico e combinações dos mesmos.
12. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 11, caracterizada pelo fato de que compreende adicionalmente um iodeto ou iodato de metal.
13. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 12, caracterizada pelo fato de que compreende adicionalmente um álcool ou derivado do mesmo.
14. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o iodeto ou iodato de metal é selecionado a partir do grupo que consiste em: iodeto cuproso; iodeto de potássio; iodeto de sódio; iodeto de lítio e combinações dos mesmos.
15. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o iodeto ou iodato de metal é iodeto de potássio.
16. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 13 a 15, caracterizada pelo fato de que o álcool ou derivado do mesmo é um álcool de alquinila ou derivado do mesmo.
17. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 16, caracterizada pelo fato de que o álcool de alquinila ou derivado do mesmo é álcool de propargila ou um derivado do mesmo.
18. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 16, caracterizada pelo fato de que o álcool de alquinila ou derivado do mesmo está presente em uma concentração variando de 0,01 a 5% p/p.
19. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 16, caracterizada pelo fato de que o álcool de alquinila ou derivado do mesmo está presente em uma concentração de 0,2% p/p.
20. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 12 a 19, caracterizada pelo fato de que o iodeto de metal está presente em uma concentração variando de 0,1 a 2% em peso do peso total da composição.
21. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 20, caracterizada pelo fato de que compreende adicionalmente um inibidor de corrosão compreendendo um aldeído ,- insaturado sem grupo metila na posição alfa.
22. Composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 21, caracterizada pelo fato de que o aldeído ,-insaturado sem grupo metila na posição alfa é selecionado a partir do grupo que consiste em: citral e cinamaldeído.
23. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de óleo, o uso compreendendo uma atividade selecionada a partir do grupo que consiste em: estimular formações; auxiliar a reduzir pressões de quebra durante operações de bombeamento de fundo de poço; tratar torta de filtro de poço após operações de perfuração; auxiliar a liberar tubo emperrado;
desincrustar tubulações e/ou poços de produção; aumentar a capacidade de injeção de poços de injeção; diminuir o pH de um fluido; remover incrustação indesejável em uma superfície selecionada a partir do grupo que consiste em: equipamento, poços e equipamentos e instalações relacionadas; poços de fratura; estimulações de matriz; conduzir compressões e absorções de anteparos e anulares; decapar tubagem, tubo e/ou tubagem em espiral; aumentar a permeabilidade efetiva de formações; reduzir ou remover dano ao poço; limpar perfurações; e solubilizar calcário, dolomita, calcita e combinações das mesmas.
24. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de mineração, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: tratar incrustação e ajustar níveis de pH em sistemas de fluido.
25. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de tratamento de água, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: ajustar pH e neutralizar efluente alcalino.
26. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de paisagismo/fertilizante para ajustar o nível de pH de um solo.
27. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser para regenerar leitos de troca iônica.
28. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de construção, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: decapar concreto e limpar concreto de equipamento e edifícios.
29. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de geração de energia elétrica, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: desincrustar tubulações e equipamento relacionado e desincrustar instalações.
30. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria alimentícia e de laticínios, o uso sendo selecionado a partir do grupo que consiste em: fabricar proteína, fabricar amido, desmineralizar whey, fabricar caseína e regenerar resinas de troca iônica.
31. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de piscinas para diminuir o pH de fluidos.
32. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria de fabricação para executar uma operação selecionada a partir do grupo que consiste em: decapar aço e limpar metal.
33. Uso de uma composição aquosa de ácido modificado definida em qualquer uma das reivindicações 1 a 22, caracterizado pelo fato de ser na indústria a varejo como um aditivo de limpeza de pH baixo.
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