MX2011005186A - Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías. - Google Patents

Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.

Info

Publication number
MX2011005186A
MX2011005186A MX2011005186A MX2011005186A MX2011005186A MX 2011005186 A MX2011005186 A MX 2011005186A MX 2011005186 A MX2011005186 A MX 2011005186A MX 2011005186 A MX2011005186 A MX 2011005186A MX 2011005186 A MX2011005186 A MX 2011005186A
Authority
MX
Mexico
Prior art keywords
scale
acid
inhibitor
compound
pipes
Prior art date
Application number
MX2011005186A
Other languages
English (en)
Inventor
Vicente Gonzalez Davila
Edgardo Jonathan Suarez Dominguez
Original Assignee
Geo Estratos S A De C V
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Geo Estratos S A De C V filed Critical Geo Estratos S A De C V
Priority to MX2011005186A priority Critical patent/MX2011005186A/es
Priority to US14/111,263 priority patent/US9085748B2/en
Priority to PCT/MX2012/000038 priority patent/WO2012158009A1/es
Priority to CA2833898A priority patent/CA2833898A1/en
Publication of MX2011005186A publication Critical patent/MX2011005186A/es

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/0005—Other compounding ingredients characterised by their effect
    • C11D3/0073—Anticorrosion compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/105—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances combined with inorganic substances
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/02—Inorganic compounds ; Elemental compounds
    • C11D3/04—Water-soluble compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/20—Organic compounds containing oxygen
    • C11D3/2075—Carboxylic acids-salts thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/20—Organic compounds containing oxygen
    • C11D3/2075—Carboxylic acids-salts thereof
    • C11D3/2079—Monocarboxylic acids-salts thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D3/00—Other compounding ingredients of detergent compositions covered in group C11D1/00
    • C11D3/16—Organic compounds
    • C11D3/20—Organic compounds containing oxygen
    • C11D3/2075—Carboxylic acids-salts thereof
    • C11D3/2082—Polycarboxylic acids-salts thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D7/00—Compositions of detergents based essentially on non-surface-active compounds
    • C11D7/02—Inorganic compounds
    • C11D7/04—Water-soluble compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D7/00—Compositions of detergents based essentially on non-surface-active compounds
    • C11D7/02—Inorganic compounds
    • C11D7/04—Water-soluble compounds
    • C11D7/08—Acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D7/00—Compositions of detergents based essentially on non-surface-active compounds
    • C11D7/02—Inorganic compounds
    • C11D7/04—Water-soluble compounds
    • C11D7/10—Salts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
    • C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
    • C11D7/00—Compositions of detergents based essentially on non-surface-active compounds
    • C11D7/22—Organic compounds
    • C11D7/26—Organic compounds containing oxygen
    • C11D7/265—Carboxylic acids or salts thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/10—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from quarries or from mining activities
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2303/00—Specific treatment goals
    • C02F2303/08—Corrosion inhibition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
    • C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
    • C02F5/12—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing nitrogen

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)

Abstract

Esta invención se refiere compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, en donde se presenta una formulación útil para la disolución de incrustantes como sulfato de bario, sulfato de calcio, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de bario y óxido férrico.La presente formulación está compuesta por un conjunto de ácidos orgánicos e inorgánicos estabilizada además de aminas o alcoholes de alto peso molecular que lo hacen un fluido de baja corrosividad y alta eficacia.Los fluidos posibles a obtenerse a partir de este documento aseguran el menor daño a las tuberías utilizadas para su transporte y es amigable con diversos materiales poliméricos. Atacan progresivamente incrustantes formados solubilizándolos en medio acuoso y descomponiendo el ion carbonato.Tiene su utilidad en la industria petrolera como inhibidor de incrustantes, inhibidor de escamas inorgánicas, o inhibidor de formación de incrustantes (cuando se aplica en solución). Cuando se emplea para disolver incrustaciones, produce una descomposición gradual que permite el ingreso del fluido a mayores distancias con mejor acción, a lo largo del sólido que en contacto.El producto interfiere por interacción anión-catión en iones de potencial precipitación, inhibiéndolos, produciendo un conjunto de aglomeraciones de bajo peso molecular y alta estabilidad, lo que permiten su estadía en el seno de la solución en la que se encuentra sin formar aglomerados insolubles.

Description

"COMPUESTO ESTABILIZADO ELIMINADOR E INHIBIDOR DE INCRUSTACIONES EN TUBERÍAS" ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Cuando un pozo de petróleo o de gas produce agua (generalmente con gran contenido de sales disueltas), existe la posibilidad de formación de incrustantes. Esto también puede ocurrir en yacimientos donde se emplea la inyección de agua como sistema de recuperación mejorada, o al utilizar gas con alto contenido de C02 y otros contaminantes. Las incrustaciones más comunes que se forman son sulfato de bario o carbonato de calcio.
La acumulación de sedimentos minerales o incrustaciones, pueden formarse en tuberías tanto en superficie como en el fondo del pozo, o inclusive dentro del mismo medio poroso de la formación del yacimiento petrolero, lo que llega a ocasionar problemas serios de represionamiento o incluso taponamiento total de tuberías.
Las técnicas dentro de la industria petrolera para eliminar estas incrustaciones deben de ser rápidas, no dañinas con la formación y el medio ambiente. Las técnicas con el uso de químicos son las más comunes por ser más económicas; cuando la composición de las incrustaciones son carbonatos, el ácido clorhídrico (HCI) es el más usado para disolverlos y remover estas incrustaciones, pero este ácido pierde efectividad ante el sulfato de calcio precipitado u otros incrustantes, además de presentar cuidados exclusivos para su uso. Aunque existen métodos usados en donde un disolvente es utilizado junto con lavadores que contienen surfactantes normales o viscoelastivos, son productos bastante selectivos, haciéndose necesaria una formulación versátil ante distintas incrustaciones.
El HCI, como se ha mencionado, es el compuesto químico más usado para eliminar este tipo de incrustaciones por su costo, pero también es el ácido de más rápida reacción y por tanto, rápido agotamiento de su efecto, por lo que son aconsejadas formulaciones que reaccionen gradualmente, para poder tener mayor alcance dentro de una formación.
La aplicación de tratamientos a incrustaciones es variada según el lugar donde se encuentren, y va desde un bombeo puro del producto disolvente en un ducto o pozo hasta una mezcla con disolventes orgánicos, inorgánicos y agentes surfactantes, mediante el uso de una tubería flexible, tubería capilar o en la misma inyección de gas para el Bombeo Neumático, siendo el más adecuado el que mejor convenga de acuerdo a la problemática que se presente.
El proceso de inhibición química involucra la adsorción preferencial de las moléculas del inhibidor en estos lugares de crecimiento. En consecuencia, el cristal dejará de desarrollarse cuando las moléculas del inhibidor hayan ocupado todas estas zonas activas. Los inhibidores actúan controlando la depositación de escala cuando interactúan químicamente con los sitios de nucleación de cristales y reducen de manera sustancial las tasas de desarrollo de estos, alterando sus superficies, conociéndosele a estos con el nombre de inhibidores de iniciación. También actúan secuestrando los iones que precipitan y forman escala.
Un inhibidor de incrustaciones debe satisfacer varias condiciones para tener una utilidad prolongada, entre ellas: • Ser compatible (no formar productos de reacción con otros químicos del sistema lo que conduce a su inactivación).
• Ser estable térmicamente (en especial a las condiciones de fondo de pozo) e hidrolíticamente para plazos largos.
• Bacteriológicamente no sensible.
• Modificar el tamaño de los cristales (formar tendencia a dispersarse).
• Retrasar o bloquear los procesos de precipitación de escala a una baja concentración.
· No debe promover emulsiones.
• En los fluidos de retorno debe ser monitoreable.
Por otra parte, atenían contra la eficiencia máxima del inhibidor: · La salinidad y pH del agua que entra en contacto con el inhibidor.
• La composición química del agua, el contenido de magnesio del agua y hierro disuelto deben ser bajos.
• La presencia y el tipo de sólidos en suspensión (el inhibidor, todavía no es "inteligente" y actúa en todo ¡nsoluble que viaje en el medio).
· La temperatura del sistema.
Para obtener una inhibición exitosa, debe haber entonces una concentración suficiente de moléculas de inhibidor acompañando al fluido extraído del pozo. Puede asegurarse esta condición solo si el inhibidor es retenido en la formación y desorbido gradualmente junto al fluido producido.
DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Los detalles característicos de este novedoso compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, se describen claramente en la siguiente descripción y en los dibujos que se acompañan.
En la figura 1 se observa de manera ilustrativa la forma en que trabaja el compuesto objeto de la presente invención, en la eliminación de incrustaciones de carbonato de calcio.
En la figura 2 se observa de manera ilustrativa la forma en que trabaja el compuesto objeto de la presente invención, en la inhibición de la formación de incrustaciones.
En la figura 1 se muestra las formaciones de carbonato de calcio (1) presentes en las tuberías. El agua natural contiene sales disueltas que difieren en concentración y variedad de iones, en donde dicho carbonato de calcio (CaC03) (1) generalmente está presente en este tipo de agua en su forma ionizada, formado por iones calcio (Ca2+) e iones carbonato (C032~) generándose de la reacción Ca2+ + C032" CaC03. El carbonato de calcio (1) puede precipitarse de la solución por causas como: • Saturación de la solución por alguno(s) de los iones.
• Incremento de la temperatura Los iones carbonato pueden provenir del C02 atmosférico o proveniente en mezcla con otros gases, reaccionando con los iones Ca2+ formando carbonato de calcio (1) que precipita. De esta manera la reacción C02 + H20 -> C032" + 2H+, explica la formación del ácido carbónico, la cual es posible en pH alto; y a pesar de que éste es muy inestable, los carbonatos que se llegan a formar debido a su presencia resultan ser muy estables, permaneciendo en la solución mientras que las condiciones sean las adecuadas.
El pH de la solución influye también en la solubilidad del carbonato cálcico, ya que un pH ácido destruye los iones de carbonato, llevándose a cabo la reacción (C02 + H20 C032" + 2H+) de forma inversa. La presencia de C02 aumenta la solubilidad de esta sal.
Al agregar una mezcla estabilizada de ácidos (2), compuesto de la presente invención, se obtienen compuestos (3) altamente solubles en agua, eliminando así los precipitados de carbonato de calcio (1).
En la figura 2 es posible observar la forma en que se pueden inhibir la formación de incrustantes. La interacción existente entre los iones de calcio (4) y los iones de carbonato (5), llevan a la formación del precipitado de carbonato de calcio (6), pero al añadir el compuesto estabilizante (2) objeto de la presente invención, se logra la inhibición de interacción anión-catón precipitable (7).
Se puede evaluar la influencia del pH si se conoce la temperatura y la dureza del agua mediante el índice de Langelier: IL= pH- pHs donde pHs es el pH calculado para una concentación de Ca2+ para llegar a la saturación. Con el análisis de Stiff-Davis se interpreta el índice de Langelier: valores negativos indican que no habrá precipitación; y si por el contrario, resultara positiva, se tendrá un agua incrustante.
Otro ion altamente precipitable es el Sulfato de calcio, presente generalmente al encontrar ion sulfato disuelto y ion calcio, de la siguiente manera: Ca2+ + S042" -> CaSO4 Además del óxido férrico (Fe203), la reacción ocurre debido a la oxidación del hierro de acuerdo a: Fe2+ ^ Fe3+ + e y 02 +4H+ + 4e ^2H20 u 02 +2H20 +4e ^40FT El compuesto de la presente invención tiene varias formulaciones formados por los componentes descritos en la Tabla 1.
Tabla 1. Componentes de las formulaciones del compuesto de la presente invención El ácido orgánico mono carboxílico puede ser ácido fórmico (HCOOH) o acético (CH3COOH). El ácido orgánico di o tricarboxilico está constituido por cualquier ácido orgánico que cuente con dos, tres o más grupos carbonilos unidos a un radical hidroxilo (-COOH) como es el ácido cítrico o ácido oxálico. El ácido inorgánico se refiere a ácido clorhídrico (HCI) o ácido Nítrico (HN03). La sal derivada de un ácido orgánico carboxílico es cualquiera con la fórmula: R-COO" + e en donde R es un radical cualquiera que puede contener también uno o más grupos carboxilo y Me es cualquier metal alcalino o alcalinotérreo.
El inhibidor de corrosión está compuesto por una mezcla de aminas o alcoholes de alto peso molecular.
Experimentos de Inhibición de formación de incrustaciones.
Formulación 1.
Para la formulación 1 descrita en la tabla 2 se presenta un inhibidor de formación de incrustantes con los componentes mencionados en la tabla 1 : Tabla 2. Formulación 1.
Adicionalmente se prepararon 2 soluciones altamente incrustantes con distinta concentración de iones de acuerdo a lo que se muestra en la tabla 3.
Concentraciones en miliequivalentes/litro de cationes y aniones en agua sintética Con estas 2 soluciones preparadas en la tabla 3, se realizaron mezclas diferentes proporciones descritas en la tabla 4.
Tabla 4.- Partes en la mezcla de mezclas de la solución 1 y solución 2 Análisis teórico de precipitados Para cada una de las mezclas se calculó el precipitado teórico. La mezcla de las dos soluciones que contienen concentraciones distintas de un mismo ion dará una concentración final de este ion, la cual se calcula como sigue: Donde Cf , X y C son la concentración del ion en la solución final, las fracciones de la solución tomadas para realizar la mezcla y la concentración del ion en la solución que le corresponde, respectivamente.
Se cálculo el índice de estabilidad de Langelier de acuerdo a: IS = pH — pEg Donde IS, pH, pHs, son el índice de estabilidad, pH de la solución y pH de la solución saturada con carbonato de calcio, respectivamente.
El parámetro pHs se calcula como sigue: pMs = (9.3 + qSBT + qti ~ (-W De donde se desprenden los siguientes parámetros: -1 + logSDT 10 qT - (-13.12)(Eoff [G + 273])' + 34.55 Donde SDT, T, D y Ak son los sólidos disueltos totales en mg/L, la temperatura en °C, la dureza de calcio como carbonato de calcio en mg/L y la alcalinidad total como carbonato de calcio en mg/L, respectivamente.
Para el cálculo del pH de la solución debe determinarse inicialmente la concentración de ión hidrógeno en solución: ? = ¾}(p+kH c¾)(p *> Donde [H+]f , X, [H+] son la concentración final de los iones hidrógeno en la mezcla, las fracciones de la solución tomadas para realizar la mezcla, la concentración de los iones hidrógeno en cada solución (obtenido con fc +] = lO™5^). El pH final de la solución vendrá dado por: PE = -logPH/ Los miligramos de sulfato de calcio se obtienen por la siguiente fórmula: m£caso¿ = 68(meí7soJ Donde meqCaso4 = miliequivalentes de iones sulfato Los miligramos de carbonato de calcio se obtienen por la siguiente fórmula: mScncor. = 50(meqco Donde meqCaco4 = miliequivalentes de iones carbonato Los miligramos de carbonato de calcio debido a los iones bicarbonato se obtienen por la siguiente fórmula: Donde meqHco3 = miliequivalentes de iones bicarbonato Los miligramos de óxido férrico máximo producido son: Donde ffFtfr = miligramos presentes de ion fierro.
Análisis experimental de los precipitados Se llevaron a cabo las mezclas en laboratorio, a temperatura ambiente, para determinar los sólidos reales obtenidos por mezclado de acuerdo a la tabla 3.
En la tabla 5 se muestran los resultados teóricos de precipitados obtenidos de las fórmulas mostradas anteriormente. I.E. significa el índice de Estabilidad.
La tabla 6 muestra los resultados de precipitaciones donde las mezclas se dejaron reposar durante 24 horas y posteriormente se centrifugo. En la tabla 7 el experimento se repitió con una dosificación de 1000 ppm de la formulación 1 mostrando resultados de precipitados.
Tabla 5.- Resultados teóricos de precipitados posibles en la mezcla de la solución 1 con la solución 2 a diferentes proporciones aplicando fórmulas Tabla 6.- Resultados experimentales de precipitados posibles en la mezcla de la solución 1 con la solución 2 a diferentes proporciones obtenidos de análisis de laboratorio Tabla 7.- Resultados experimentales de precipitados posibles en la mezcla de la solución 1 con la solución 2 a diferentes proporciones aplicando 1000 ppm de la fórmula 1 Formulación 2.
Se preparó una formulación 2 que se muestra en la tabla 8, utilizando los componentes de la tabla 1.
Formulación 2 inhibidora de formación de sulfato de bario En laboratorio se preparó una mezcla 1000mg/L de sulfato de bario en agua destilada. Posteriormente se añadieron 1000 ppm de la formulación 2. Se observó disolución completa de precipitados.
Formulación 3.
Se utilizó óxido férrico en estado puro. Se colocó 1mg de óxido férrico en 10mL de agua. Al añadir 1000ppm de la formulación 1 y se observa disolución completa del óxido férrico. Lo mismo sucede utilizando la formulación 2.
Durante el desarrollo experimental de las formulaciones anteriores, se pudo observar lo siguiente: · Bloqueo del proceso de precipitación.
• Modificación de la forma (junto con menor tamaño) y propiedades de los cristales obtenidos en el ejemplo 1.
• No se observó adherencia de los sólidos a las paredes de los recipientes donde se realizaron los experimentos.
Las formulaciones aquí propuestas se mezclaron con crudo en proporción 50:50 y 80:20 crudo-tratamiento para los demás sistemas. No se observa la formación de emulsiones o fases indeseables que son señales de incompatibilidad.
Se determinó la corrosividad de una formulación. El resultado se presenta en la tabla 9.
Tabla 8.- Resultado de corrosividad para la formulación 1

Claims (6)

REIVINDICACIONES Habiendo descrito suficientemente mi invención, este compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, lo considero como una novedad y por lo tanto reclamo como de mi exclusiva propiedad, lo contenido en las siguientes cláusulas:
1 .- Un compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, caracterizado porque puede incluir en su volumen la combinación de sal inorgánica entre un 0 a 12 %, ácido orgánico monocarboxílico entre un 0 a 45 %, ácido orgánico di o tricarboxílico entre un 0 a 45 %, ácido inorgánico entre un 0 y 15 %, sal derivada de una ácido orgánico carboxílico entre un 0 a 15 %, un inhibidor de corrosión compuesto por una mezcla de aminas o alcoholes de alto peso molecular entre un 0 a 15 % y agua potable o de mar entre un 0 a 92 %.
2 - Un compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, caracterizado porque tal como se describió en la reivindicación 1 , el ácido orgánico mono carboxílico se trata de ácido fórmico o ácido acético o una combinación de ambos.
3. - Un compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, caracterizado porque tal como se describió en la reivindicación 1 , el ácido orgánico di o tricarboxílico pueden ser, pero no están limitados a, ácido cítrico o ácido oxálico o una combinación de ambos.
4. - Un compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, caracterizado porque tal como se describió en la reivindicación 1 , el ácido inorgánico puede ser, pero no está limitado a, el ácido clorhídrico o ácido nítrico.
5.- Un compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, caracterizado porque tal como se describió en la reivindicación 1 , la sal orgánica tiené la misma naturaleza que el ácido orgánico mono, di o tricarboxilico descrito en las reivindicaciones 2 y 3.
6 - Un compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías, caracterizado porque tal como se describió en la reivindicación 1 , dicho compuesto funciona como disolvente de compuestos inorgánicos ya formados como sulfato de calcio, sulfato de bario, carbonato de calcio, carbonato de bario y óxido férrico.
MX2011005186A 2011-05-17 2011-05-17 Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías. MX2011005186A (es)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
MX2011005186A MX2011005186A (es) 2011-05-17 2011-05-17 Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.
US14/111,263 US9085748B2 (en) 2011-05-17 2012-04-03 Stabilized pipe scaling remover and inhibitor compound
PCT/MX2012/000038 WO2012158009A1 (es) 2011-05-17 2012-04-03 Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías
CA2833898A CA2833898A1 (en) 2011-05-17 2012-04-03 Stabilised compound eliminating and inhibiting scale in pipelines

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
MX2011005186A MX2011005186A (es) 2011-05-17 2011-05-17 Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.

Publications (1)

Publication Number Publication Date
MX2011005186A true MX2011005186A (es) 2012-11-27

Family

ID=47177161

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
MX2011005186A MX2011005186A (es) 2011-05-17 2011-05-17 Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9085748B2 (es)
CA (1) CA2833898A1 (es)
MX (1) MX2011005186A (es)
WO (1) WO2012158009A1 (es)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AT14444U1 (de) * 2015-01-21 2015-11-15 Andreas Maidler Reiniger
CN104817194A (zh) * 2015-05-08 2015-08-05 山东应天节能环保科技有限公司 一种制氧厂循环水系统专用缓蚀阻垢剂及其制备方法
CN110513081B (zh) * 2019-09-16 2021-11-16 西安石油大学 一种煤层气井下复合溶垢、防垢方法
CN112320977A (zh) * 2020-12-09 2021-02-05 鞍钢集团矿业有限公司 一种用于尾矿管道输送阻垢剂及其应用

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4220550A (en) * 1978-12-06 1980-09-02 The Dow Chemical Company Composition and method for removing sulfide-containing scale from metal surfaces
US4439339A (en) * 1983-02-08 1984-03-27 Doumit Carl J Descaler composition and method
US5468303A (en) * 1994-02-25 1995-11-21 Zt Corporation Rust, corrosion, and scale remover
GB2297976A (en) * 1995-02-01 1996-08-21 Reckitt & Colmann Prod Ltd Improvements in or relating to a bleaching process
ES2201264T3 (es) * 1997-04-30 2004-03-16 THE PROCTER & GAMBLE COMPANY Composiciones acidas para eliminar costras de cal.
GB2329901A (en) * 1997-09-30 1999-04-07 Reckitt & Colman Inc Acidic hard surface cleaning and disinfecting compositions
US6333299B1 (en) * 1997-10-31 2001-12-25 The Procter & Gamble Co. Liquid acidic limescale removal composition packaged in a spray-type dispenser
US7059414B2 (en) * 2003-07-22 2006-06-13 Bj Services Company Acidizing stimulation method using a pH buffered acid solution
EP1586627A1 (en) * 2004-03-25 2005-10-19 The Procter & Gamble Company Method of removing soap-scum from hard surfaces
EP1580258B1 (en) * 2004-03-25 2009-09-23 The Procter & Gamble Company Liquid acidic hard surface cleaning composition
MX2010010834A (es) 2008-04-02 2010-12-06 M I Drilling Fluids Uk Ltd Paquete inhibidor de corrosion organica para acidos organicos.
US7994099B2 (en) 2009-04-14 2011-08-09 Haliburton Energy Services, Inc. Corrosion inhibitor compositions comprising an aldehyde and a thiol and/or an amine functionalized ring structure and associated methods
JP2011080009A (ja) * 2009-10-09 2011-04-21 Shin-Etsu Chemical Co Ltd 防汚塗膜用洗浄液、防汚塗膜の洗浄方法及び塗膜の補修方法並びに水中構造物
CN101817597B (zh) * 2010-01-25 2011-11-02 夏光甫 热电厂循环水除垢液及其制备方法
CN101864575B (zh) 2010-06-27 2012-02-29 金宏 不锈钢设备专用清洗剂及其使用方法

Also Published As

Publication number Publication date
CA2833898A1 (en) 2012-11-22
US20140066351A1 (en) 2014-03-06
WO2012158009A1 (es) 2012-11-22
US9085748B2 (en) 2015-07-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2718591C2 (ru) Термостабильные композиции ингибиторов образования отложений
BRPI0414290B1 (pt) "método para controlar a deposição de manganês num sistema aquoso."
AU2008322980A1 (en) Methods of minimizing sulfate scale in oil field
CA2283522C (en) Method for controlling scale using synergistic phosphonate blends
RU2447197C1 (ru) Состав для предотвращения отложений неорганических солей
MX2011005186A (es) Compuesto estabilizado eliminador e inhibidor de incrustaciones en tuberías.
BR102014010005B1 (pt) Processo para obter copolímeros aleatórios, copolímero, e, uso de um copolímero
US20220275126A1 (en) Processs to obtain random terpolymers derived from itaconic acid, aconitic acid and/or its isomers, and alkenyl sulfonates and use of the product thereof
MXPA06000773A (es) Inhibicion de capas de oxido en sistemas de a
CN107922228B (zh) 阻垢剂方法和组合物
Al-Maabreh et al. Mitigation of scale problem in the pumped Disi water to Amman, Jordan
van dor Leeden et al. Inhibition of barium sulfate deposition by polycarboxylates of various molecular structures
CN102553453A (zh) 反渗透膜用阻垢剂
US20230174402A1 (en) Method for controlling accretion of scale
EP3447106A1 (en) Process for enhanced oil recovery
WO2021209795A1 (en) New synergic composition for scale inhibition
BR112014028060B1 (pt) Agente de controle em escala para inibir depósito ou formação em escala em sistema aquoso altamente ácido e processo para inibir ou prevenir formação em escala em substrato com superfície em contato com sistema aquoso altamente ácido
Elayatt et al. Evaluation of diethylene triamine-pentamethylene phosphonic acid (DTPMP) as scale inhibitor of calcium carbonate scales in oil field water
Wang et al. Calcium carbonate scale deposition and inhibition: Effects of corrosion inhibitors
Ciolkowski et al. A systematic scale-corrosion study of a combined inhibitor in scale-corrosion environment via experimental design
Nishida Silica and metal silicate deposits
US20190218447A1 (en) Underground halite mitigation
TW200503972A (en) Scale inhibitors
US20230295026A1 (en) Methods and compositions comprising anti-scalants
US20160115051A1 (en) Treatment of Aqueous Systems

Legal Events

Date Code Title Description
FG Grant or registration