MX2014009601A - Resistencia mejorada a la corrosion cuando se utilizan agentes de quelacion en equipo que contiene acero de carbono. - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere al uso de soluciones que contienen ácido glutámíco de ácido N,N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N,N-acético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA para el tratamiento de formaciones subterráneas, en donde las soluciones están en contacto con equipo que contiene acero de carbono, y a un sistema que contienen un material que contiene acero de carbono en contacto con una solución que contiene ácido glutámico de ácido N,N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N,N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA), a temperaturas elevadas y/o que emplean los tipos de acero de carbono como los que se encuentran normalmente en las formaciones subterráneas.

Description

RESISTENCIA MEJORADA A LA CORROSIÓN CUANDO SE UTILIZAN AGENTES DE QUELACIÓN EN EQUIPO QUE CONTIENE ACERO DE CARBONO Campo de la Invención La presente invención se refiere a un método para reducir la corrosión del equipo que contiene acero de carbono. La presente invención también se refiere al uso de soluciones que contienen ácido glutámico de ácido ?,?-diacético o una sal de los mismos (GLDA) y/o ácido ?,?-diacético metilglicina o una sal del mismo (MGDA) que se ponen en contacto con el equipo que contiene acero de carbono, en el tratamiento de formaciones subterráneas, aunque también para el uso de los mismos como un químico en el equipo que contiene acero de carbono, por ejemplo, como un químico en una planta o fábrica que contiene tanques que contiene acero de carbono, quemadores, tubos u otro equipo, por ejemplo, para limpiar o para eliminar el sarro en el equipo en el campo/industria de petróleo/gas. Finalmente, la presente invención se refiere a equipo que contiene acero de carbono que contiene una solución que contiene ácido glutámico de ácido N , N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N, N-diacético de metilglicina o una sal de la misma (MGDA) o a un sistema combinado que contiene un material que contiene acero de carbono en contacto con una solución que contiene ácido glutámico de ácido ?,?-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N , N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA).

Antecedentes de la Invención Más en particular, la presente invención se refiere a cualquiera de los métodos anteriores, usos, equipo o sistemas, en donde, en comparación con el estado de la materia, el uso de un inhibidor de corrosión puede reducirse en gran medida o en algunos casos incluso omitirse, especialmente en vista de las condiciones de temperatura alta y presión alta que se experimentan con frecuencia den el campo de petróleo y/o gas.

El acero de carbono es definido como acero, es decir, una aleación con hierro como el componente principal, que contiene carbono como otro componente en una cantidad del 0.05 al 2% por peso, en donde no se especifica o se requiere contenido mínimo para cromo, cobalto, molibdeno, níquel niobio, titanio, tungsteno, vanadio o circonio o cualquier otro elemento a ser agregado para obtener un efecto de aleación deseado, en donde el mínimo especificado para cobre no excede el 0.40% por peso, y en donde el contenido máximo especificado para cualquiera de los siguientes elementos no excede los porcentajes observados: manganeso 1.65, silicón 0.60, cobre 0.60% por peso. Se debe observar que todos los porcentajes provistos en los ingredientes de acero de carbono en este documento son porcentajes por peso con base en la aleación total.

Los aceros de carbono, son por mucho, los aceros utilizados con más frecuencia y en muchos ambientes industriales tales como plantas, fábricas, pero en particular en las instalaciones de producción de petróleo y gas, una gran parte del equipo como tuberías, tanques, quemadores, recipientes del reactor, están elaborados de aleaciones de acero de carbono. También mucho acero de carbono es aplicado en las plataformas petroleras. Sin embargo, bajo la influencia del oxígeno, sulfuro de hidrógeno (H2S), dióxido de carbono, y una serie de otros químicos corrosivos, como los químicos que contienen cloro, y una gran cantidad de grupos ácidos, las aleaciones de acero de carbono también experimentan los efectos de la degradación negativa y la corrosión, especialmente a una temperatura elevada.

Por lo tanto, ha existido una búsqueda continua de procesos para limpiar y eliminar sarro del equipo y de los químicos que no tienen los problemas anteriores cuando se ponen en contacto con el material de acero de carbono para remplazar los químicos utilizados con anterioridad en el campo y la industria del petróleo y/o gas.

LePage y asociados, en el documento "Un Fluido de Estimulación Ambientalmente amigable para Aplicaciones de Temperatura Alta" (An Environmentally Friendly Stimulation Fluid for High Temperature Applications), SPE Journal March 2011, páginas. 104 a 110 describe que el fluido basado en GLDA disuelve de manera muy efectiva el CAC03 y es menos corrosivo para el equipo y fácil de manejar. El potencial de corrosión de las soluciones GLDA se probó en cupones inmersos por completo de acero de carbono de corte bajo (SAE 1020) a una temperatura de 158°F (70°C) y presiones atmosférica durante una semana bajo condiciones estáticas. El índice de corrosión se calculó sobre la base de pérdida de peso de los cupones. A temperaturas más bajas y valores de pH superiores, se encontró significativamente menos corrosión del acero de carbono bajo. LePage y asociados, adicionalmente describen que existe la necesidad de utilizar un inhibidor de corrosión adecuado si se utiliza el GLDA a temperaturas altas o se utilizó a temperaturas bajas durante un período de tiempo más largo. LePage y asociados, no describen o consideran la conducta de la corrosión bajo condiciones subterráneas. Adicionalmente, LePage y asociados, describen únicamente la conducta de corrosión sobre un acero de carbono bajo (SAE 1020) que normalmente se utiliza para aplicación estructural simple tal como pernos de cabeza caliente, ejes, partes de ingeniería en general y componentes, partes de maquinaria, ejes, ejes de levas, pasadores gudgon, trinquetes, engranes de trabajo ligero, engranes de gusano, y bielas. Los aceros de carbono que son utilizados típicamente para el tratamiento de formaciones subterráneas, o en el campo del aceite y el gas en general, se seleccionan para su durabilidad bajo usos de campo de petróleo típicos y condiciones, tales como temperaturas altas, presiones altas, la presencia de gases corrosivos y para el transporte de hidrocarburos y otros líquidos y sólidos.

W. Frenier y asociados en su publicación "Los Pozos de Petróleo Caliente y Gas Pueden ser Estimulados sin Ácidos" (Hot Oil and Gas Wells Can Be Stimulated Without Acids), SPE Production & Facilities, Noviembre 2004, páginas 189 a 199 describen que el uso de N-hidroxietil etilenodiamina de ácido N , N', N'-triacético (HEDTA) tiene muchos menos efectos secundarios de corrosión no deseados sobre los efectos de acero de carbono N-80 de lo que una cantidad de otros químicos que juegan un papel en el campo del petróleo, en donde el uso del acero es una práctica común.

Breve Descripción de la Invención El propósito de la presente invención es proporcionar químicos y soluciones nuevas para utilizar en el tratamiento de formaciones subterráneas que proporcionan un efecto secundarios de corrosión más reducido al mínimo sobre un rango amplio de pH, y proporcionar procesos para limpiar y eliminar sarro del equipo que contiene acero de carbono o realizar una serie de procesos químicos, en donde se reduce al mínimo la corrosión, especialmente bajo condiciones subterráneas que incluyen temperatura y condiciones de pH variables y, en particular, condiciones de temperatura y presión elevadas.

Se ha descubiertos que las soluciones de ácido glutámico de ácido , N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y de ácido N , N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA) cuando se utiliza en formaciones subterráneas proporciona una corrosión de acero de carbono sorpresiva y significativamente menor que otras soluciones que contienen agente de quelación y/o acídicas, sobre un rango amplio de pH y temperatura.

Por consiguiente, la presente invención, proporciona procesos, sistemas y usos alternativos de las soluciones anteriores que pueden reemplazar el estado de la materia, usos, procesos y sistemas que padecen de los efectos de la corrosión negativa.

La presente invención proporciona el uso de soluciones que contienen ácido glutámico de ácido N, N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N , N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA) en el tratamiento de formaciones subterráneas en donde durante dicho uso, la solución se pone en contacto con el equipo que contiene acero de carbono normalmente encontrado en las formulaciones subterráneas, en donde en el acero de carbono, por lo menos uno de los metales de manganeso o cromo está presente en una cantidad del 0.75% por peso o más sobre el peso de la aleación de acero total, sin limitar a acero de carbono N-80, L-80, P-110, Q-125, J-55, C-15 75, C-90, C-95, QT-800, QT-900, 5LX-42, y 5LX-52 y/o en donde durante dicho uso, la solución se pone en contacto con el equipo que contiene acero de carbono y la temperatura durante el tratamiento es de por lo menos 100°C.

Los usos anteriores para el tratamiento en una formación subterránea son dirigidos a la exploración de petróleo y/o gas desde las formaciones subterráneas y/o en la eliminación de sarro o limpieza del equipo que contiene acero de carbono utilizado en los mismos.

La presente invención adicionalmente, proporciona un método para reducir la corrosión del equipo que contiene acero de carbono. El método contiene un paso para poner en contacto el equipo que contiene acero de carbono con una solución que contiene el ácido glutámico de ácido N , N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N , N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA), en donde la solución tiene una temperatura de por lo menos 100°C y/o en donde en el acero de carbono por lo menos uno de los metales de manganeso o cromo está presente en una cantidad del 0.75% o mas sobre el peso de la aleación de acero total, tal como, sin limitar a, acero de carbono N-80, L-80, P-110, Q-125, J-55, C-75, C-90, C-95, QT-800, QT-900, 5LX-42, y 5LX-52 La presente invención no se refiere únicamente al uso de soluciones que contienen ácido glutámico de ácido N,N-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido , N-diacético de metilglicina, o una sal del mismo (MGDA) en equipo que contiene acero de carbono para el tratamiento de formaciones subterráneas y/o para la limpieza o eliminación de sarro del equipo utilizado en la industria del campo de petróleo/gas, sino que también puede actuar en el campo de la industria de petróleo/gas como un químico en dicho equipo que contiene acero de carbono, por ejemplo, como un químico en una planta o fábrica que contienen tanques, quemadores, tuberías u otros equipos que contienen acero de carbono, reemplazando otros químicos y que incluye el uso de limpieza con ácido, terminados, eliminación de sarro y estimulación por acidificación y fracturado. Los químicos que pueden ser reemplazados por GLDA o MGDA son agentes de quelación aunque también ácidos, debido a que es posible elaborar soluciones acídicas concentradas de MGDA e incluso más concentradas más soluciones acídicas de GLDA. En las modalidades preferidas, las soluciones de la presente invención son utilizadas como químicos acídicos, es decir, son soluciones acídicas que tienen un pH por debajo de 7, preferentemente por debajo de 5, y todavía más preferentemente por debajo de 4. En todavía otra modalidad tienen un pH de más de 1 , preferentemente más de 2. Una vez más, estos métodos y usos ocurren de manera inherente en las condiciones que se encuentran en las formaciones subterráneas, tales como a una temperatura y/o presión elevada y haciendo contacto con los aceros de carbono que se encuentran en el equipo aplicado para dichos tratamientos y usos.

La presente invención también proporciona el uso de soluciones que contienen agente de quelación mejorado y soluciones acídicas o alcalinas, tal como el uso de dichas soluciones para la limpieza o eliminación de sarro del equipo en el campo petrolero/de gas (con frecuencias, dichas soluciones de limpieza o eliminación de sarro van a contener agua, un agente de quelación, un tensoactivo, una base o ácido, y opcionalmente, ingredientes adicionales), y el uso de dichas soluciones en el campo del petróleo/gas para el tratamiento de una formación subterránea (por ejemplo, que contiene con frecuencia un solvente tal como agua, un agente de quelación, un tensoactivo y un inhibidor de corrosión, y con frecuencia siendo soluciones acídicas), en donde la cantidad de inhibidor de corrosión puede disminuir en gran medida o incluso omitirse.

La presente invención también proporciona un equipo que contiene acero de carbono que contiene ácido glutámico de ácido ?,?-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N,N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA) o un sistema combinado que contiene un material que contiene acero de carbono en contacto con una solución que contiene ácido glutámico de ácido ?,?-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N , N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA), en donde la solución tiene una temperatura de por lo menos 100°C y/o en donde en el acero de carbono por lo menos uno de los metales de manganeso o cromo está presente en una cantidad del 0.75% o mas sobre el peso de la aleación de acero total, tal como, sin limitar a, acero de carbono N-80, L-80, P-110, Q-125, J-55, C-75, C-90, C-95, QT-800, QT-900, 5LX-42, y 5LX-52.

El equipo que contiene acero de carbono puede, por ejemplo, ser un tubo, tanque, recipiente o tubería o de cualquier otra forma que puede contener una solución o a través del cual puede fluir una solución. El material que contiene acero de carbono puede ser una pieza de equipo que contiene acero de carbono pero también una lámina o placa, o una pieza que contiene acero de carbono en cualquier otra forma (como, por ejemplo, un tornillo o clavo).

El término tratamiento de una formación subterránea en la presente solicitud, pretende abarcar cualquier tratamiento de la formación con el fluido. Éste abarca en forma específica el tratamiento de la formación con el fluido para lograr por lo menos uno de (i) una permeabilidad incrementada, (ii) la remoción de partículas pequeñas, y (iii) la remoción de sarro inorgánico, y así mejorar el desempeño del pozo y permitir una producción incrementada de aceite y/o gas a partir de la formación. Al mismo tiempo, puede abarcar la limpieza del pozo y limpiar sarro el pozo de producción de petróleo/gas y el equipo de producción, tal como tuberías, bombas, tanques, cubiertas, contenedores, tubulares y otro equipo utilizado en campos de petróleo y gas o refinerías petroleras.

El término, limpiar con ácido en la presente solicitud abarca un proceso o uso en el cual el sarro, polvo y depósitos generales son removidos de las superficie internas de equipo, tales como las líneas de tratamiento, equipo de bombeo o la serie de tuberías a través de la cual, un tratamiento de ácido o químico será bombeado. El proceso o uso de limpieza con ácido se dirige a remover materiales que pueden reaccionar con el fluido de tratamiento principal para crear las reacciones secundarias indeseables o precipitadas que dañan la formación del depósito cercano al pozo.

La solución para los usos de acuerdo con la presente invención que contienen GLDA y/o MGDA en una modalidad, puede contener otros componentes, tales como principalmente agua, aunque también otros solventes tales como alcoholes, glicoles y solventes orgánicos adicionales o solventes mutuos, jabones, tensoactivos, agentes de dispersión, emulsificadores, aditivos de control de pH, tales como ácidos o bases adicionales, biocidos/bactericidas, suavizantes de agua, agentes de blanqueamiento, enzimas, abrillantadores, fragancias, agentes anti-percudido, agentes anti-espuma, agentes antifango, inhibidores de corrosión, intensificadores de inhibidor de corrosión, agentes de viscosidad, agente de humectación, agentes de desviación, barrenderos de oxígeno, portadores de fluidos, aditivos de pérdida de fluidos, reductores de fricción, estabilizadores, modificadores de reología, agentes de gelificación , inhibidores de sarro, interruptores, sales, salmueras, partículas, reticuladores, sustitutos de sal, modificadores de permeabilidad relativa, barredores de sulfuro, fibras, nanopartículas. En una modalidad preferida, las soluciones contienen agua como un solvente, el cual puede ser, por ejemplo, agua dulce, agua producida, agua de caldera, o agua de mar. En otra modalidad preferida y dependiendo de las condiciones que influyen en el índice de corrosión, como la temperatura, pH, y la presencia se gases corrosivos, la solución contiene más de 0 o hasta 3% por volumen o más, preferentemente más de 0 hasta 1, e incluso más preferentemente más de 0 hasta 0.5% por volumen de un inhibidor de corrosión, preferentemente un inhibidor de corrosión del grupo de ésteres de fosfato, sales de amina de ácidos (poli)carboxílicos, sales de amonio cuaternario e ¡minio y zwiteriónicos, amidoaminas e imidazolinas, aminas, amina/amidas polihidroxi y etoxidas, otros heterocíclicos de nitrógeno, compuestos de azufre y poliaminoácidos y otros inhibidores de corrosión solubles en agua poliméricos, incluso más preferentemente una amina grasa etoxilada, éster polimérico cuaternario o alquil poliglucósido..

Para los propósitos de la presente solicitud, un solvente mutuo es definido como un aditivo químico que es substancialmente soluble en aceite, agua, ácidos (con frecuencia basados en HCI), y otros fluidos de tratamiento de pozo, en donde soluble substancialmente significa soluble en más de 10 gramos por litro, preferentemente más de 100 gramos por litro. El solvente mutuo, preferentemente está presente en la cantidad del 1 al 50% por peso en la solución total. En una modalidad del proceso de la presente invención, el solvente mutuo no se agrega al mismo fluido como el fluido de tratamiento que contienen GLDA o MGDA pero es introducido en la formación subterránea o como un fluido de flujo previo o de flujo posterior. Los solventes mutuos utilizados en forma rutinaria en una variedad de aplicaciones, que controlan la capacidad de mojar las superficies de contacto antes, durante y/o después de un tratamiento y que evitan o rompen las emulsiones. Los solventes mutuos son utilizados, como película orgánica de recolección de partículas finas de formación insoluble del petróleo crudo. Estas partículas son mojadas parcialmente en petróleo y parcialmente son mojadas en agua. Esto hace que recolecten material en cualquier interfase de petróleo-agua, el cual puede estabilizar varias emulsiones de petróleo-agua. Los solventes mutuos remueven las películas orgánicas que las dejan mojadas en agua, por lo tanto, las emulsiones y la obstrucción por partículas son eliminados. Si se emplea un solvente mutuo, éste se selecciona preferentemente del grupo que incluye, sin limitar a, alcoholes inferiores, tales como metanol, etanol 1-propanol, 2-propanol, y los similares, g I icol es tales como etilénglicol , propilénglicol, dietilénglicol, dlpropilénglicol, polietilénglicol, polipropilénglicol, copolímeros de bloque de polietilénglicol-polietilénglicol , y los similares, y éteres de glicol, tales como 2-metoxietanol, éter monometilo de dietilénglicol, y los similares, substancialmente ésteres solubles en agua/petróleo, tales como uno o más C2-ésteres a C10-ésteres, y cetonas substancialmente solubles en agua/petróleo, tales como una o más C2-C10 cetonas.

En las soluciones como las que se utilizan en la presente invención, la cantidad de GLDA y/o MGDA es adecuadamente entre el 1 y el 50% por peso para GLDA y entre el 1 y el 40% por peso de MGDA. Preferentemente, la cantidad está entre el 5 y el 30% por peso, incluso más preferentemente entre el 10 y el 25% por peso, todas basadas en el peso total de las soluciones.

Las soluciones pueden utilizarse en varios rangos de temperatura elevadas, de manera adecuada más que 20°C, preferentemente una temperatura de más de 80°C, todavía más preferentemente una temperatura de más de 100°C, en una modalidad preferida en una temperatura de hasta 200°C. Las soluciones preferentemente son utilizadas a presiones de entre 2 bar y 2000 bar, más preferentemente entre 10 y 1000 bar. Estas temperaturas y presiones corresponden a las temperaturas y presiones como se encuentran en las formaciones subterráneas y por lo tanto en la industria del petróleo y/o gas.

Los aceros de carbono de la presente invención en las modalidades adicionales pueden seleccionarse de los grupos de ciertos de carbono bajo, aceros de carbono medio, aceros de carbono alto y aceros de carbono ultra alto. Cada uno de ellos tiene un contenido de carbono diferente, en donde el contenido de carbono tiene un efecto sobe las propiedades mecánicas, con el contenido de carbono creciente que conduce a una dureza y fuerza incrementada. Más preferentemente, las propiedades físicas y la composición química del acero de carbono son adecuadas para la aplicación en formaciones subterráneas, que incluyen temperaturas y presiones elevadas, flujo de gases, fluidos y sólidos, y la presencia de gases corrosivos. Los aceros de carbono preteridos son aceros de carbono en donde por lo menos un de los metales de manganeso o cromo están presentes en una cantidad del 0.75% por peso o más sobre el peso de la aleación de acero total, tal como, sin limitar a aceros de carbono N-80, L-80, P-110, Q-125, J-55, C-75, C-90, C-95, QT-800, QT-900, 5LX-42, y 5LX-52.

En una modalidad, el acero de carbono de la presente invención es acero de carbono bajo, con aceros de carbono bajo que contienen hasta el 0.30% por peso de carbono sobre el peso total de la aleación de acero. El contenido de carbono para aceros de formabilidad alta es muy baja, menos del 0.10% por peso de carbono, con hasta el 0.4% por peso de manganeso sobre el peso total de la aleación de acero. Para placas y secciones estructurales de acero enrolladas, el contenido de carbono pueden incrementarse hasta aproximadamente el 0.30% por peso, con contenido de manganeso más alto de hasta el 1.5% por peso. Estos materiales pueden ser utilizados para estampados, forjas, tubos sin uniones y placas de quemador.

En otra modalidad, el acero de carbono de la presente invención es acero de carbono medio, con los aceros de carbono medio siendo similares a los aceros de carbono bajo excepto que el contenido de carbono varía desde el 0.30 hasta el 0.60% por peso y el contenido de manganeso varía desde el 0.60 hasta el 1.65% por peso sobre el peso total de la aleación de acero. Al incrementar el contenido de carbono hasta aproximadamente el 0.5% con un incremento acompañante en manganeso se permite que los aceros de carbono medio sean utilizados en la condición apagada y templada.

En todavía otra modalidad, el acero de carbono de la presente invención es un acero de carbono alto, con aceros de carbono alto que contienen desde el 0.60 hasta el 1.00% por peso de carbono con contenidos de manganeso que varían desde el 0.30 hasta el 0.90% por peso sobre el peso total de la aleación de acero.

En otra modalidad, el acero de carbono de la presente invención es acero de carbono ultra alto, con aceros de carbono ultra altos siendo aleaciones experimentales que contienen desde el 1.25% hasta el 2.0% por peso de carbono sobre el peso total de la aleación. Estos aceros son procesados en forma termomecánica para producir microestructuras que consisten en granos ultrafinos, de equiejes, de partículas de carburo esféricas, discontinuas y proeutectoides.

Otra modalidad de la presente Invención abarca aceros de carbono denominados como aceros de aleación baja de fuerza alta (HSLA), o aceros de microaleación, los cuales son diseñados para proporcionar mejores propiedades mecánicas y/o mayor resistencia a la corrosión atmosférica que los aceros de carbono en el sentido normal, debido a que son diseñados para cumplir con las propiedades mecánicas específicas en lugar de una composición química. Los aceros HSLA tienen contenidos de carbono bajo (0.05 a 0.25% de C) con el objeto de producir la capacidad de formación y soldadura adecuada, y éstos tienen contenidos de manganeso de hasta el 2.0% por peso. Las cantidades pequeñas de cromo, níquel, molibdeno, cobre, nitrógeno, vanadio, niobio, titanio, y circonio se utilizan en diversas combinaciones.

El grupo de aceros HSLA cubre varios subgrupos, los cuales están dentro del alcance de la presente invención, tales como aceros desgaste, diseñados para exhibir resistencia a la corrosión atmosférica superior, aceros enrollados por control, enrollados por calor de acuerdo con un programa de enrollado previamente determinado, diseñado para desarrollar una estructura de austenita altamente deformada que se transformará en una estructura de ferrita de equiejes muy fina al enfriarse, los aceros reducidos en perlita, fortalecido por ferrita de grano muy fino y endurecimiento por precipitación pero con contenido de carbono bajo y por lo poco poca o ninguna perlita en la microestructura, aceros de microaleación, con adiciones muy pequeñas de dichos elementos como niobio, vanadio y/o titanio para el refinamiento de tamaño de grano y/o endurecimiento por precipitación, aceros de ferrita acicular, aceros de carbono muy bajo con capacidad de endurecimiento suficiente para transformarse al enfriarse a una estructura de ferrita acicular de dureza muy fina en lugar de la estructura de ferrita poligonal usual, y los aceros de fase dual, procesados hasta una microestructura de ferrita que contiene regiones pequeñas distribuidas de manera uniforme de martensita de carbono alto, dando como resultado un producto un fuerza de producción baja y un índice alto de trabajo de endurecimiento, proporcionando de esta manera un acero de fuerza alta de capacidad de formación superior.

Los diversos tipos de aceros HSLA también pueden tener adiciones pequeñas de calcio, elementos de tierras raras o circonio para el control de forma de inclusión de sulfuro.

Preferentemente, la presente invención se refiere a los aceros de carbono que contienen más de 0 y hasta el 0.60% por peso de carbono, todavía más preferentemente de hasta el 0.30% por peso de carbono (es decir, aceros de carbono bajo).

EJEMPLOS Se realizaron las pruebas de corrosión en un autoclave Büchi de 1 litro (presión máxima 1,500 psi) que contienen un revestimiento de vidrio para evitar cualquier otro contacto metálico/ácido que para el cupón de prueba misma. El termopar también está equipado con un revestimiento de vidrio. Los pesos y tamaños de los cupones de prueba fueron medidos de forma precisa antes de la prueba. Antes de la prueba, el cupón se limpió con alcohol isopropílico. El volumen total de ácido fue de 0.4 litros. La corrosión se determinó como la pérdida de peso del cupón de metal después de 6 horas en las condiciones de prueba. Un cupón de acero de carbono se sumergió en el líquido de prueba con un cordón PTFE. Después del ensamble y cierre del autoclave, el espacio de vapor fue purgado 3 veces con una cantidad pequeña de nitrógeno. El autoclave se llevó hasta una presión de 400-800 psi (aproximadamente 28-55 bar) con N2 y de manera subsiguiente, los contenidos del autoclave fueron calentados hasta la temperatura deseada con un baño de aceite. La presión se elevó adicionalmente hasta 500 psi (aproximadamente 35 bar) hasta entre 1,000 y 1,200 psi (aproximadamente 70 y 83 bar). Tan pronto como se alcanzó la medición de temperatura se encendió un cronómetro. La presión respectiva del equipo se mantuvo durante la prueba completa. Después de 6 horas, el autoclave se enfrió con hasta <70°C en 20 minutos. La presión se libera y la unidad se purgó nuevamente con nitrógeno. La unidad se abrió y se recuperó el cupón de acero. Después de la prueba, el cupón de metal se limpió con un cepillo de cerdas y agua. La corrosión se determinó como la pérdida de peso del cupón de prueba después de 6 horas en las condiciones de interior de pozo simuladas.

Las composiciones específicas de los aceros de carbono que se utilizaron en los ejemplos se proporcionan en las Tablas 1, 2 y 3.

La Tabla 1 proporciona las dimensiones de los cupones de acero como son utilizadas.

Tabla 1: La Composición de los Cupones de Acero L-80 Utilizada para las Pruebas de Corrosión Descrita en los Ejemplos 1 y 2 Tabla 2: La Composición de los Cupones de Acero L-80 Utilizada para las Pruebas de Corrosión en los Ejemplos 3 y 4 B* = el resto Tabla 3: La Composición de los Diversos Cupones de Acero de Carbono Utilizada para las Pruebas de Corrosión en el Ejemplos B* = el resto 4: Las Dimensiones de los Cupones de Acero Utilizadas las Pruebas de Corrosión Ejemplo 1 La conducta de corrosión de una solución de GLDA del 20% por peso (pH = 3.8), solución del 20% por peso de HEDTA (pH = 3.8), ácido acético al 10% por peso, ácido cítrico al 10% por peso, y ácido fórmico al 10% por peso se comparó sobre acero L-80 a una temperatura de 150°C y 70 bar. Los resultados se proporcionan en la figura 1, y muestran que el GLDA sin el inhibidor de corrosión es significativamente más suave con el acero de carbono que otros ácidos utilizados normalmente para los tratamientos de estimulación de ácido de pozo de petróleo y gas. El índice de corrosión generalmente aceptado en la industria de petróleo y gas para este tipo de metal y bajo estas condiciones es de 0.15 Ibs/pie2 (aproximadamente 0.0244 g/cm2). Para cumplir con este requerimiento, se descubrió ser necesario un inhibidor de corrosión para todos los ácidos probados bajo estas condiciones.

Ejemplo 2 La conducta de corrosión de una combinación de una solución de GLDA del 20% por peso (pH = 3.8), solución del 20% por peso de HEDTA (pH = 3.8), ácido acético al 10% por peso, ácido cítrico al 10% por peso, o ácido fórmico al 10% por peso, con un inhibidor de corrosión disponible comercialmente (CI-1; Armohib 31, obtenido de AkzoNobel Surface Chemistry) se comparó sobre acero de carbono L-80 a una temperatura de 150°C y 70 bar. La figura 2, muestra que la adición del 0.001% por volumen de inhibidor de corrosión reduce el índice de corrosión de GLDA a 0.0394 Ibs/pie2 (aproximadamente 0.0192 g/cm2), el cual está debajo del índice de corrosión aceptable de 0.05 Ibs/pie2 (aproximadamente 0.0244 g/cm2). Con la misma concentración del inhibidor de corrosión, el índice de corrosión producido por los otros ácidos probados todavía está sobre el I imite.

Se puede concluir que es posible utilizar GLDA en este campo, es decir, utilizar un acero de carbono común para la industria del campo petrolero, con, una cantidad mucho menor para agregar a un inhibidor de corrosión.

Ejemplo 3 El índice de corrosión de los cupones L-80 después del tratamiento durante 6 horas a una temperatura de 300°F (aproximadamente 150°C) en el fluido de prueba y una presión de 500 psi (aproximadamente 35 bar) en una atmósfera de nitrógeno con cantidades diferentes de inhibidor de corrosión se proporciona en la Tabla 5. Se puede observar que el índice de corrosión de L-80 en una solución GLDA con el 20% por peso (pH = 3.8) sin inhibidor de corrosión y con una cantidad menor de entre el 0.001 y el 0.005% por volumen de inhibidor de corrosión (CI-1; Armohib 31 ex AkzoNobel Surface Chemistry) es menor en comparación con el índice de corrosión de una solución del 20% por peso de HEDTA (pH = 3.8), a una presión de 500 psi (aproximadamente 35 bar).

Tabla 5: Comparación del índice de Corrosión de Cupones L-80 en Solución de GLDA al 20% por Peso en Comparación con la Solución HEDTA al 20% por Peso a una Presión de 500 psi (Aproximadamente 35 bar) N2 y una Temperatura de 300°F (Aproximadamente 150°C) El índice de corrosión de los cupones L-80 después del tratamiento durante 6 horas a una temperatura de 300°F (aproximadamente 150°C) en el fluido de prueba y una presión de 1,000 psi (aproximadamente 70 bar) en una atmósfera de nitrógeno con cantidades diferentes de inhibidor de corrosión se proporciona en la Tabla 6. Se puede observar que el índice de corrosión de L-80 en una solución GLDA con el 20% por peso (pH = 3.8) sin inhibidor de corrosión y con una cantidad menor de 0.001 y 0.005% por volumen de inhibidor de corrosión es menor en comparación con el índice de corrosión de una solución del 20% por peso de HEDTA (pH = 3.8), a una presión de 1,000 psi (aproximadamente 70 bar).

Tabla 6: Comparación del índice de Corrosión de Cupones L-80 en Solución de GLDA al 20% por Peso en Comparación con la Solución HEDTA al 20% por Peso a una Presión de >1,000 psi (Aproximadamente 70 bar) N2 y una Temperatura de 300°F (Aproximadamente 150°C) El ejemplo 3, muestra la conducta benéfica de las soluciones GLDA bajo condiciones subterráneas en comparación con las soluciones HEDTA. Se puede observar para las presiones (500 psi (aproximadamente 35 bar) y 1,000 psi (aproximadamente. 70 bar)) a temperaturas elevadas que una cantidad muy baja de inhibidor de corrosión agregado a la solución (0.005% por volumen) muestra una reducción adicional notable del índice de corrosión. El Solicitante, sin estar atado a teoría alguna, atribuye ésto a un efecto sinergístico sorprendente del GLDA con el inhibidor de corrosión.

Ejemplo 4 El índice de corrosión de una solución de GLDA al 20% por peso (pH = 3.8) a una temperatura de 250°C (aproximadamente 120°C) y una presión de >1,000 psi (aproximadamente 70 bar) en una atmósfera de nitrógeno, se mostró con diversas concentraciones de inhibidores de corrosión diferentes, Armohib 31 ( C I - 1 ) y Armohib 5150 (CI-2), ambos de ex Akzo Nobel Surface Chemistry, como se resume en la Tabla 7 a continuación.

Tabla 7: Comparación de Dos Inhibidores de en Solución de GLDA al 20% por Peso (pH = 3.8) Presión de >1,000 psi (Aproximadamente 70 bar) N2 y una Temperatura de 250°F (Aproximadamente 121°C) El Ejemplo 4, muestra el efecto sinergístico sorprenderte que puede observarse para los inhibidores de corrosión diferentes, en condiciones de temperatura dentro del pozo.

Ejemplo 5 La conducta de corrosión de la solución de GLDA al 20% por peso (pH = 3.8) a una temperatura de 300°F (aproximadamente 150°C) y una presión de 1,000 psi (aproximadamente 70 bar) en una atmósfera de nitrógeno, con y sin C I - 1 , se comparó sobre las siguientes metalurgias de acero de carbono: L-80, C-95, Q-125, J-55, y P110, las cuales son tipos de acero de carbono comunes utilizados en el campo del petróleo/gas que contienen todas por lo menos uno de los metales de manganeso (Mn) o cromo (Cr) en una cantidad de por lo menos el 0.75% por peso. La figura 3, muestra una cantidad del 0.005% por volumen de CI-1 para L-80 y una cantidad del 0.100% por volumen de CI-1 para C-95, Q-125, J-55, y P-110 reduce el índice de corrosión de las metalurgias de acero de carbono al pozo debajo del índice de corrosión aceptable de 0.05 Ibs/pie2 (aproximadamente 0.0244 g/cm2).

Se puede concluir que el uso de GLDA en este campo es posible para diversos tipos de acero de carbono que son conocidos por ser de mayor uso en la industria del campo de petróleo con grandes ventajas en los efectos de corrosión encontrados.

Claims (18)

REIVINDICACIONES

1. El uso de las soluciones que contienen ácido glutámico de ácido ?,?-acético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido ?,?-acético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA) para tratar formaciones subterráneas, en donde, durante dicho uso, la solución está en contacto con el equipo que contiene acero de carbono y en donde la temperatura durante el tratamiento es de por lo menos 100°C.

2. El uso tal y como se describe en la reivindicación 1 , caracterizado además porque el equipo que contiene acero de carbono es limpiado o despojado de sarro.

3. El uso tal y como se describe en la reivindicación 1, caracterizado además porque la solución es una solución acídica .

4. El uso tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3 en la producción de petróleo y/o gas, en la limpieza con ácido, terminaciones y estimulación por acidificación o fracturado.

5. El uso tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado además porque la solución contiene adicionalmente agua y un inhibidor de corrosión.

6. El uso tal y como se describe en la reivindicación 1, caracterizado además porque la cantidad de inhibidor de corrosión es mayor que 0 hasta el 3% por volumen o más preferentemente más de 0 hasta el 1% por volumen, y todavía más preferentemente más del O hasta el 0.5% por volumen en el volumen total de la solución.

7. El uso tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado además porque la solución contiene adicionalmente uno o más del grupo de agua y otros solventes tales como alcoholes, glicoles y solventes orgánicos adicionales o solventes mutuos, jabones, tensoactivos, agentes de dispersión, emulsificadores, aditivos de control de pH, tales como ácidos o bases adicionales, biocidos/bactericidas, suavizantes de agua, agentes de blanqueamiento, enzimas, abrillantadores, fragancias, agentes anti-percudido, agentes anti-espuma, agentes antifango, inhibidores de corrosión, intensificadores de inhibidor de corrosión, agentes de viscosidad, agente de humectación, agentes de desviación, barrenderos de oxígeno, portadores de fluidos, aditivos de pérdida de fluidos, reductores de fricción, estabilizadores, modificadores de reología, agentes de gelificación, inhibidores de sarro, interruptores, sales, salmueras, partículas, reticuladores, sustitutos de sal, modificadores de permeabilidad relativa, barredores de sulfuro, fibras, y nanopartículas.

8. El uso de soluciones que contienen ácido glutámico de ácido N, -diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N , -diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA) para tratar formaciones subterráneas en donde durante dicho uso, la solución se pone en contacto con equipo que contiene acero de carbono, en donde el acero de carbono es por lo menos uno de los metales de manganeso o cromo presente en una cantidad del 0.75% por peso o más sobre el peso de la aleación de acero total.

9. El uso tal y como se describe en la reivindicación 8, caracterizado además porque el acero de carbono es un acero de carbono N-80, L-80, P-11 O, Q-125, J-55, C-75, C-90, C-95, QT-800, QT-900, 5LX-42 o 5LX-52.

10. El uso tal y como se describe en la reivindicación 8 o 9, caracterizado además porque el equipo que contiene acero de carbono es limpiado o despojado de sarro.

11. El uso tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 8 a 10, caracterizado además porque la solución es una solución acídica.

12. El uso tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 8 a 11, en la producción de petróleo y/o gas, en la limpieza con ácido, terminaciones y estimulación por acidificación o fracturado.

13. El uso tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 8 a 12, caracterizado además porque la solución contiene adicionalmente agua y un inhibidor de corrosión.

14. El uso tal y como se describe en la reivindicación 13, caracterizado además porque la cantidad de inhibidor de corrosión es mayor que 0 hasta el 3% por volumen o más preferentemente más de O hasta el 1% por volumen, y todavía más preferentemente más del 0 hasta el 0.5% por volumen en el volumen total de la solución,

15. Un sistema que contiene un material que contiene acero de carbono en contacto con una solución que contienen ácido glutámico de ácido ?,?-diacético o una sal del mismo (GLDA) y/o ácido N , N-diacético de metilglicina o una sal del mismo (MGDA), en donde la solución tiene una temperatura de 100C o el acero de carbono es un acero de carbono en donde por lo menos uno de los metales es manganeso o cromo presente en una cantidad del 0.75% por peso o más sobre el peso de la aleación de acero total.

16. El sistema tal y como se describe en la reivindicación 1, caracterizado además porque el material que contiene acero de carbono es equipo que contiene acero de carbono, una lámina o una placa, o una parte que contiene acero de carbono como un tornillo o clavo.

17. El sistema tal y como se describe en la reivindicación 15 o 16, caracterizado además porque el equipo que contiene acero de carbón es un tubo, tanque, contenedor, recipiente o tubería o un dispositivo que puede contener una solución o a través del cual puede fluir una solución.

18. El sistema tal y como se describe en cualquiera de las reivindicaciones 15 a 17, caracterizado además porque el material que contiene acero de carbono contienen más de 0 y hasta el 0.3% por peso de carbono en el peso total de la aleación de acero.