MX2014013912A - Composicion para retirar los depositos de sarro. - Google Patents
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Abstract
Se describe una composición acuosa para eliminar depósitos de sarro, especialmente sobre equipo submarino y un método para usarla. La composición acuosa comprende (a) un compuesto de fosfato de potasio, y (b) ácido acético. La composición es capaz de disolverse en agua de mar y representa poco o ningún riesgo para el medio ambiente.
Description
COMPOSICIÓN PARA RETI RAR LOS DEPÓSITOS DE SARRO
Campo de la invención
La presente invención se refiere en general a métodos de prevención o reducción de la formación de sarro en las superficies, especialmente en entornos submarinos.
Antecedentes de la invención
La formación de sarro típicamente implica la precipitación y deposición de materiales densos en superficies de metal y otros materiales. La formación de sarro puede ocurrir cuando sales minerales inorgánicas (incluyendo, por ejemplo, carbonatos de calcio, sulfatos de calcio, oxalatos de calcio y sulfatos de bario) se precipitan de l íquidos y se depositan sobre las superficies de un sistema (incluyendo, calderas, evaporadores, reactores, sistemas de agua de refrigeración, intercambiadores de calor, tuberías, telas filtrantes, superficies de membrana de osmosis inversa, pozos de petróleo y evaporadores de desalinización, entre otros).
La formación de sarro puede causar una serie de problemas de operación , incluyendo, pero sin limitarse a, la obstrucción de los equipos, la pérdida de presión, el aumento de los costos de servicios públicos, la reducción de la capacidad de intercambio de calor, la corrosión, la pérdida de producción debido al tiempo de inactividad , y la degradación de los productos resultante de alimentaciones insuficientes. La formación de sarro en el equipo
puede ocurrir en una variedad de industrias. Por ejemplo, en la industria del petróleo, la deposición de sarro cuesta m illones de dólares cada año y es una de las principales causas de dism inución de la producción en todo el mundo. La deposición de sarro es reconocida como uno de los principales problemas de producción en las regiones que son propensas a la acumulación de sarro, como el Mar del Norte, los Estados Unidos y Canadá .
El sarro puede ser depositado en diversos equipos a lo largo de varias vías de agua, incluyendo, pero sin limitarse a, tuberías, inyectores, depósitos y equipos de superficie. La formación de sarro en pozos productores de petróleo también puede eventualmente resultar en rendimientos más bajos del petróleo y falla del pozo. El sarro que se encuentra en los campos de petróleo puede formarse mediante precipitación directa de agua de origen natural en las rocas del yacimiento, o como resultado de que el agua se sobresature con especies formadoras de sarro cuando se combinan dos corrientes de agua incompatibles. Además, también puede formarse sarro cuando el pozo de petróleo o gas produce agua, o alternativamente, cuando se utiliza la inyección de agua para mejorar la recuperación.
El agua natural en los campos de petróleo puede contener sustancias disueltas adquiridas mediante el contacto con las fases minerales en el entorno natural. El agua subterránea profunda puede ser enriquecida con iones solubles a través de la alteración y la disolución de minerales. El agua en los embalses
de piedra arenisca o agua de la formación geológica que tiene contacto con el agua de mar puede contener abundantes iones formadores de sarro, incluyendo, pero sin limitarse a Ca2 + , Mg2 + , Ba2 + , Sr2 + , Na', K+ , CO32 , SO42 , y Cl . El ag ua de mar tambien es generalmente rica en iones formadores de sarro incluyendo iones que son subproducto de la vida marina y la evaporación del agua. En la producción de petróleo fuera de costa, se puede producir la formación de sarro de sulfato cuando se mezclan el agua de mar, que puede ser rica en S042 y el agua formar que contiene altas concentraciones de bario y calcio.
Además, se puede formar a sarro de campo petrolero cuando se altera el estado de cualquier fluido natural, de tal manera que se supera el lím ite de solubilidad de uno o más componentes. Los cambios de temperatura y/o presión, el cambio de pH, la liberación de gases, y/o el contacto con el agua incom patible pueden provocar que el agua se vuelva sobresaturada con especies propensas a formar sarro y conduzca a la formación de sarro.
Los sarros de bario y sulfato de estroncio pueden , por ejemplo, ser particularmente problemáticos cuando el agua de mar rica en sulfato se utiliza como un fluido de inyección en pozos de petróleo, cuya agua formar es rica en iones de bario. El sulfato de bario y estroncio forman generalmente, sarros muy duros y muy insolubles que pueden ser difíciles de prevenir mediante téenicas de inhibición de sarro a base de sustancias
qu ímicas convencionales. En algunos casos, esto puede ser particularmente problemático, ya que los sulfatos de bario y estroncio pueden co-precipitarse con sulfato de radio , haciendo que el sarro sea ligeramente radiactivo. La disolución de sarros de sulfato en la tubería es generalmente difícil de eliminar, posiblemente req uiriendo uno o más de elevado pH , largos tiempos de contacto, calor, alta presión , y una circulación a alta velocidad .
El sulfato de bario, así como otras sales inorgánicas sobresaturadas, pueden precipitarse sobre las diversas formaciones para formar un sarro, obstruyendo con ello las formaciones y restringiendo la recuperación de petróleo de un depósito. Las sales insolubles también pueden precipitarse sobre las superficies de la tubería de producción y los equipos de extracción asociados que pueden , por ejemplo, limitar la productividad, limitar la eficiencia de producción , y comprometer la seguridad . Se sabe que ciertas aguas formar que contienen petróleo contienen altas concentraciones de bario de 400 ppm y más. Dado que el sulfato de bario forma una sal particularmente insoluble, cuya solubilidad disminuye rápidamente con la temperatura, puede ser difícil inhibir la formación de sarro y evitar la obstrucción de la formación de petróleo y los procesos de la superiores y el equipo de seguridad .
Los inhibidores de sarro pueden ser utilizados en pozos de producción para evitar el sarro en la formación y/o en las líneas
de producción en el agujero y en la superficie. La acumulación de sarro disminuye la permeabilidad de la formación, reduce la productividad del pozo y acorta la vida útil del equipo de producción. Varios inhibidores del sarro son conocidos e incluyen agentes quelantes , fosfatos, fosfonatos (organofosfatos), policarbonatos, y componentes de pol ímeros, se han desarrollado para inhibir o reducir la formación de escamas inorgánicas, tal como se describe por ejemplo en la patente norteamericana 7, 943,058 de Hills y otros, la patente norteamericana no. 7,491 ,682 de Gupta et al, y la publicación de patente norteamericana no. 201 1 /00891 15 de Lu , cuyo tema de cada una se incorpora aquí por referencia en su totalidad. Estos inhibidores de sarro trabajan típicamente por uno de los siguientes mecanismos: inhibición del umbral de precipitación , dispersión, y distorsión/modificación de cristal.
Varios métodos también son conocidos para la introducción de estos inhibidores de sarro en los pozos de producción. Por ejemplo, un inhibidor de líquido puede ser forzado en la formación por la aplicación de presión hidráulica desde la superficie que obliga al inhibidor en la zona objetivo. Alternativamente, el método de entrega puede consistir en la colocación de un inhibidor de sólido en la formación productora en conjunción con una operación de fracturación hidráulica.
No obstante el uso de inhibidores de sarro, una vez que el
sarro ha depositado o formado en las superficies, es necesario que tales depósitos de sarro sean eliminados de modo que el equipo pueda continuar funcionando correctamente. Sin embargo, las estrictas regulaciones ambientales para el Mar del Norte, así como en muchas otras áreas, han exigido a las empresas de servicios de campo petrolero formular sus productos para que su efecto sobre el medio entorno marino se reduzca al m ínimo y los componentes de los productos comprendan únicamente componentes aprobados.
Se conoce el uso de ácidos para disolver el calcio y otros depósitos de sarro en entornos submarinos. Los depósitos de calcio se acumulan en los componentes submarinos y, eventualmente, interfieran con el funcionamiento de los componentes, incluyendo los conectores y los componentes de válvula externos mecánicos. Chorros de agua a alta presión y chorros de agua suaves se utilizan comúnmente para limpiar el equipo. La fuerza del ácido típicamente tambien se mantiene baja para evitar la corrosión y la degradación de los materiales metálicos y elastoméricos en el equipo submarino y un flujo constante de ácido es necesario para mantener un entorno ácido alrededor de la zona a limpiar.
Para su uso en el Mar del Norte, los productos químicos se clasifican en una de cuatro categorías basadas en las propiedades ecotoxicológicas de sus componentes. Las cuatro categorías, cada una designada por el color, son los siguientes:
( 1 ) Negro - prohibido su uso o descarga;
(2) Rojo - alta prioridad para la eliminación a través de la sustitución;
(3) Amarillo - ambientalmente aceptable; y
(4) Verde - sólo para los productos quím icos incluidos en la base de datos del Convenio OSPAR para la protección del medio marino del Nordeste Atlántico PLONOR Norte (representan poco o ningún riesgo).
Por lo tanto, para las operaciones de perforación de petróleo y gas en el Mar del Norte, las empresas están obligadas a elim inar el uso de los componentes negros y rojos en sus productos y utilizar sólo los productos quím icos que están enteramente compuestos por componentes "verdes" en los nuevos productos.
Por lo tanto, sigue existiendo la necesidad en la téenica de una composición mejorada para la eliminación de depósitos de sarro de las superficies, especialmente en entornos submarinos que contiene al menos sustancialmente sólo productos qu ímicos incluidos en la base de datos del Convenio OSPAR para la protección del medio marino del Nordeste Atlántico PLONOR Norte.
Breve descripción de la invención
Es un objeto de la presente invención es proporcionar una composición mejorada para la eliminación de depósitos de sarro que contienen al menos sustancialmente sólo productos químicos
incluidos en la base de datos del Convenio OSPAR para la protección del medio marino del Nordeste Atlántico PLONOR Norte.
Es otro objeto de la presente invención proporcionar una composición mejorada que pueda variar en densidad .
Es todavía otro objeto de la presente invención el proporcionar una composición mejorada que se pueda utilizar sin necesidad de una cubierta.
Es aún otro objeto de la presente invención proporcionar una composición mejorada que sea capaz de disolverse en agua de mar.
Es aún otro objeto de la presente invención proporcionar un método mejorado para inhibir el sarro sobre o en equipos submarinos.
Para ello, en una modalidad, la presente invención se refiere en general a una composición acuosa para elim inar depósitos de sarro , la composición acuosa comprende:
a) un compuesto de fosfato de metal alcalino; y
b) ácido acético.
En otra modalidad, la presente invención se refiere en general a un método de eliminación de depósitos de sarro en una superficie, el método comprende las etapas de:
a) poner en contacto la superficie con una composición acuosa que comprende:
i) un compuesto de fosfato de metal alcalino; y
ii) ácido acético; y
b) mantener el contacto entre la superficie y la composición acuosa durante un período de tiempo adecuado para hacer que los depósitos de sarro en la superficie se separen de la superficie.
Descripción detallada de la invención
La presente invención se refiere en general a una composición acuosa para la eliminación de depósitos de cal, la composición acuosa comprende:
a) un compuesto de fosfato de metal alcalino; y
b) ácido acético.
El sarro puede formarse a partir de un fluido que forme de sarro, o el sarro puede formarse a partir de la interacción de los compuestos de sarro presente en más de una sarro de fluido formar. El fluido que forma sarro puede ser agua, Incluyendo, por ejemplo, agua del grifo, agua purificada, agua de proceso recielada, agua del depósito, agua del subsuelo geológico, agua de mar, salmuera, y agua dura, o el fluido formador de sarro puede ser petróleo, otro fluido de proceso, o combinaciones de uno o más de los anteriores.
Los depósitos de sarro pueden incluir cualquier sustancia presente en al menos un fluido formar de sarro que pueden participar en o causar la formación de sarro durante la administración de un proceso dado. En una modalidad, el al menos un compuesto formador de sarro es una sal inorgánica . Las
sales inorgánicas ejemplares incluyen, pero no se limitan a, carbonato de calcio, sulfato de calcio, oxalato de calcio, carbonato de magnesio, y sulfato de bario, en otra modalidad, el al menos un compuesto formador de sarro es al menos un ión formador de sarro. Los ejemplos de iones formadores de sarro incluyen, pero no se limitan a, Ca 2+ , Mg 2+ , Ba 2+ , Sr2 + ,
,
El ácido acético comprende típicamente una solución de ácido acético al 50% v/v. El ácido acético está presente típicamente en la composición acuosa a una concentración de entre aproximadamente 25 y aproximadamente 500 gramos/litro, más preferiblemente a una concentración de entre aproximadamente 100 y aproximadamente 200 gramos/litro.
El compuesto de fosfato de metal alcalino se selecciona preferiblemente de los compuestos de fosfato de potasio que se encuentran en la lista PLONOR de productos químicos seleccionados. Por ejemplo, los compuestos de fosfato de potasio se pueden seleccionar del grupo que consiste de fosfato dibásico de potasio, fosfato tribásico de potasio, fosfato monobásico de potasio, sal de potasio de ácido fosfórico (2: 1 ), y combinaciones de uno o más de los anteriores. En una modalidad preferida, el compuesto de fosfato de potasio comprende sal de potasio de ácido fosfórico (2 : 1 ) . Una ventaja adicional del uso de compuestos de fosfato de potasio en las composiciones de la presente invención es que la composición se hace esencialmente
auto-conservante sin la necesidad de conservadores adicionales, que normalmente no están en la lista PLONOR de productos químicos seleccionados. El compuesto de fosfato de potasio preferido es el fosfato dihidrógeno de potasio.
El compuesto de fosfato de metal alcalino está preferiblemente presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 100 y aproximadamente 400 gramos/litro, más preferiblemente a una concentración de entre aproximadamente 200 y aproximadamente 350 gramos/litro.
La composición acuosa se puede espesar por la adición de un espesante celulósico. El uso de un espesante celulósico permite que el material sea bombeado en los huecos o en la superficie de una pieza de equipo como un l íquido finamente desgarrado, lo que aumenta la viscosidad de la ubicación . Una vez aplicado, las corrientes marinas tienen un efecto mucho más reducido en la disminución de tiempo de contacto sin la necesidad de una cubierta. El espesante celulósico es preferiblemente un éter de celulosa. Más particularmente, el espesante celulósico puede comprender un éter de celulosa seleccionado del grupo que consiste en etil celulosa, hidroxietil celulosa, metil celulosa, hidroxipropil celulosa, etil hidroxietil celulosa, hidroxietil metil celulosa, hidroxietil celulosa modificada hidrófobamente, etil hidroxietil celulosa modificada hidrófobamente, metil hidroxietil celulosa modificada hidrófobamente, hidroxipropil metil celulosa, hidroxietil carboximetil celulosa, y combinaciones de uno o más
de los anteriores. En una modalidad preferida, el espesante celulósico comprende etilcelulosa, hidroxietilcelulosa, o una combinación de los mismos, ambos de los cuales están en la lista de productos qu ímicos PLONOR aceptables. Hidroxietil celulosa es especialmente preferida.
Si se usa, el espesante celulósico está presente preferiblemente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 0.5 y aproximadamente 25 gramos/litro, más preferiblemente a una concentración de entre aproximadamente 1 .0 y aproximadamente 10 gramos/litro,
Además, un disolvente miscible en agua se puede añadir a la composición de la invención para reducir la estabilidad del punto de o para ajustar la densidad del producto para que el producto puede flotar hacia arriba en áreas de la tapa o hacia abajo en áreas del pozo o permanecer flotante alrededor de estructuras verticales, en una modalidad preferida, el disolvente comprende monoetilenglicol (MEG) , que también está en la lista de productos qu ímicos PLONOR aceptables. Otros disolventes similares que están en la lista de productos químicos PLONOR aceptables, incluyendo glicerol también se pueden usar en la práctica de la invención. Las concentraciones exactas de los disolventes m iscibles en agua pueden depender de las conductividades térmicas deseadas y el tipo de disolventes miscibles en agua.
Si se utiliza el disolvente adicional está presente
preferiblemente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 50 y aproximadamente 500 gramos/litro, más preferiblemente a una concentración de entre aproximadamente 100 y aproximadamente 250 gramos/litro.
El producto descrito aquí será también eventualmente disuelto en el agua de mar.
El nivel de actividad óptimo del ácido y el tiem po de retención para dar un buen desempeño de descalcificación sin destruir materiales del equipo submarino se determinan por el grado de contaminación , la temperatura, y el tipo de método de aplicación del producto elegido. Esto variará entre aplicaciones. Por ejemplo varias opciones de viscosidad del fluido se desarrollan con diferentes densidades, es decir, menores que el agua de mar, mayores que el agua de mar y flotante, en una modalidad se prefiere una gravedad específica de entre aproximadamente 1 .020 y 1 .029.
Otros aditivos que incluyen inhibidores metálicos amarillos, agentes tensoactivos, agentes quelantes, ácidos, disolventes, colorante de rastreo de fugas y/o biocidas también se pueden añadir a la composición de la invención. Sin embargo, el uso de estos aditivos puede comprometer el estado PLONOR de la composición si tales aditivos no están en la lista de productos químicos PLONOR aceptables. Es preferible que la composición incluya ácidos distintos al ácido acético. Ácidos secundarios preferidos incluyen ácido fosfórico (especialmente si se neutralizó
parcialmente), ácido PEK (CAS No. 14887-42-4), ácido fórmico y ácido cítrico.
Tambien se pueden usar tensoactivos tales como tensoactivos aniónicos, no iónicos, catiónicos y anfóteros. Los tensoactivos aniónicos adecuados incluyen, pero no se limitan necesariamente a, sulfatos de alquilo, sulfonatos, sulfosuccinatos, fosfatos, sulfonatos de alquilo y similares. Otros tensoactivos aniónicos adecuados incluyen, pero no se limitan necesariamente a, carboxilatos grasos, sarcosinatos de alqui lo, fosfatos de alquilo, sulfonatos de alquilo, sulfatos de alquilo y similares, y mezclas de los mismos. La longitud de cadena de alquilo de los tensoactivos puede variar de 8 a 24 átomos de carbono.
Los tensoactivos no iónicos adecuados incluyen , pero no se limitan necesariamente a, alcoholes alcoxilados o éteres, etoxilatos de alquilo, etoxilatos de alquilamido, etoxilatos de alquilamina, alquil glucósidos, ácidos carboxílicos alcoxilados, derivados de sorbitán , donde de nuevola longitud de la cadena alquilo puede variar de 8 a 24 átomos de carbono. Los ejemplos más específicos incluyen, pero no se limitan necesariamente a nonilfenol etoxilado-3, etoxilatos de alquil-3, dietilamidas carboxílicos de oleilo, y similares, y mezclas de los mismos.
Tensoactivos y mezclas adecuadas de los mismos incluyen, pero no se limitan necesariamente a, tensoactivos catiónicos tales como, aminas monoalquilo cuaternarias, tales como cloruro
de cocotrimetilamonio, cloruro de cetiltrimetilamonio, cloruro de esteariltrimetilamonio, cloruro de soyatrimetilamonio, cloruro de behentrimetil amonio, y similares, y mezclas de los mismos. Otros tensoactivos catión i eos adecuados que pueden ser útiles incluyen, pero no se limitan necesariamente a, dialquilcuarteraminas tales como cloruro de dicetildimetila onio, cloruro de dicocodimetilamonio, cloruro de diestearildimetilamonio, y similares y mezclas de los mismos.
La presente invención tambien se refiere en general al método de elim inación de depósitos de sarro en una superficie, comprendiendo el método las etapas de:
a) poner en contacto la superficie con una composición acuosa que comprende:
i) un compuesto de fosfato de potasio; y
ii) ácido acético; y
b) mantener el contacto entre la superficie y la composición acuosa durante un período de tiempo adecuado para hacer que los depósitos de sarro en la superficie se separen de la superficie.
En una modalidad , la superficie es una superficie de un pozo en un entorno de agua de mar, tal como el área de la tapa o el área del pozo. Sin embargo, la superficie también puede comprender otras superficies sobre las que sarro tiene una tendencia a formarse, especialmente en un entorno de agua de mar, además, mediante el uso de sólo ingredientes que se
encuentran en la lista PLONOR de productos químicos seleccionados, la composición acuosa es capaz de disolverse en el agua de mar y representa poco o ningún riesgo para el medio ambiente.
La composición acuosa tiene preferiblemente un peso específico de entre aproximadamente 1.020 y 1 .30, más preferiblemente 1 . 1 y 1 .2 a 15.6°C.
La composición acuosa tiene preferiblemente una viscosidad de entre aproximadamente 2CS y aproximadamente 5 cs a 40°C, medida en centistokes (cs) .
La composición acuosa tiene preferiblemente una densidad de entre, aproximadamente 1 .1 g/cm3 y aproximadamente 1 .2 g/cm3.
El tiempo de retención, es decir, el tiempo que la superficie se pone en contacto con la composición acuosa es típicamente entre aproximadamente 20 y aproximadamente 120 minutos, más preferiblemente entre aproximadamente 30 y aproximadamente 60 minutos, dependiendo de la temperatura y el tipo de método de aplicación.
También debe entenderse que las siguientes reivindicaciones están destinadas a cubrir todas las características genéricas y específicas de la invención aquí descrita y todas las declaraciones del alcance de la invención que como una cuestión de lenguaje puede entrar en las mismas.
Claims (29)
1. Una composición acuosa para eliminar depósitos de sarro, la composición acuosa comprende: a) un compuesto de fosfato de metal alcalino; y b) ácido acético.
2. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que el compuesto de fosfato de metal alcalino se selecciona del grupo que consiste de fosfato dibásico de potasio, fosfato tribásico de potasio, fosfato monobásico de potasio, sal de potasio de ácido fosfórico (2: 1 ) , y las combinaciones de uno o más de los anteriores,
3. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 2, en el que el compuesto de fosfato de metal alcalino comprende, sal de potasio de ácido fosfórico (2: 1 ).
4. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que el compuesto de fosfato de metal alcalino está presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 100 y aproximadamente 400 gramos/litro.
5. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 4, en el que el compuesto de fosfato de metal alcalino está presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 200 y aproximadamente 350 gramos/litro.
6. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que el ácido acético comprende una solución al 50% v/v de ácido acético.
7. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que el ácido acético está presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 25 y aproximadamente 500 gramos/litro. '
8. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 7, en la que el ácido acético está presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 100 y aproximadamente 200 gramos/litro.
9. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , que comprende un espesante celulósico.
10. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 9, en el que el espesante celulósico se selecciona del grupo que consiste en etil celulosa, hidroxietil celulosa, metil celulosa hidroxipropil celulosa, etil hidroxietil celulosa, metil hidroxietil celulosa, hidroxietil celulosa modificada hidrófobamente, etil hidroxietil celulosa modificada hidrófobamente, metil hidroxietil celulosa modificada hidrófobamente, hidroxipropil metil celulosa, carboximetil hidroxietil celulosa, y combinaciones de una o más de las anteriores.
1 1. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 10, en el que el espesante celulósico comprende etil celulosa, hidroxietil celulosa o combinaciones de una o más de las anteriores.
12. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 9, en el que el espesante celulósico está presente en la com posición en una concentración de entre aproximadamente 0.5 y aproximadamente 25 gramos/litro.
1 3. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación ?2, en el que el espesante celulósico está presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 1 y aproximadamente 10 gramos/litro.
14. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , que comprende un disolvente de glicol miscible en agua.
1 5. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 14, en la que el disolvente de glicol miscible en agua comprende monoetilenglicol.
16. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 14, en el que el disolvente de glicol miscible agua está presente en la composición en una concentración de entre aproximadamente 50 y aproximadamente 500 gramos/litro.
17. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , en el que la composición acuosa es capaz de disolverse en agua de mar.
18. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 1 , que comprende además un ácido secundario seleccionado del grupo que consiste en ácido fosfórico, ácido fosfórico parcialmente neutralizado, ácido PEK, ácido fórmico y ácido cítrico.
19. Un método de eliminación de depósitos de sarro en una superficie, el método comprende las etapas de: a) poner en contacto la superficie con una composición acuosa que comprende: i) un compuesto de fosfato de metal alcalino; y ii) ácido acético; y b) mantener el contacto entre la superficie y la composición acuosa durante un período de tiempo adecuado para hacer que los depósitos de sarro en la superficie se separen de la superficie.
20. El método de acuerdo con la reivindicación 19, en el que la superficie es una superficie de un pozo en un entorno de agua de mar.
21 . El método de acuerdo con la reivindicación 20, en el que la superficie comprende un área de la tapa.
22. El método de acuerdo con la reivindicación 20, en el que la composición acuosa es capaz de disolverse en agua de mar.
23. El método de acuerdo con la reivindicación 19, donde la composición acuosa tiene un peso específico de entre aproximadamente 1 .1 y 1.2 a 15.6°C.
24. El método de acuerdo con la reivindicación 19, donde la composición acuosa tiene una viscosidad de entre aproximadamente 2CS y aproximadamente 5CS a 40°C.
25. El método de acuerdo con la reivindicación 19, en el que la composición acuosa tiene una densidad de entre aproximadamente 1 .1 g/cm3 y aproximadamente 1 .2 g/cm3.
26. El método de acuerdo con la reivindicación 19, en el que la superficie se pone en contacto con la composición acuosa durante un período de aproximadamente 30 a aproximadamente 60 minutos.
27. Un metodo de acuerdo con la reivindicación 20 en el que el método comprende además la etapa de ajustar la gravedad específica de la composición acuosa de tal manera que la composición acuosa o bien flota o se hunde o queda suspendida en la superficie que está en contacto con la composición acuosa .
28. Un método de acuerdo con la reivindicación 19 en donde la composición acuosa comprende además un ácido secundario seleccionado del grupo que consiste en ácido fosfórico, ácido fosfórico parcialmente neutralizado, ácido PEK, ácido fórmico y ácido cítrico.
29. La composición acuosa de acuerdo con la reivindicación 19, en el que el compuesto de fosfato de metal alcalino se selecciona del grupo que consiste de fosfato dibásico de potasio, fosfato tribásico de potasio, fosfato monobásico de potasio, sal de potasio de ácido fosfórico (2 1 ), y combinaciones de uno o más de los anteriores.
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