MXPA96006444A - Proceso de fijacion controlada de inhibidor de incrustacion en formaciones subterraneas - Google Patents

Abstract

La presente invención se refiere a proceso para fijar un inhibidor de incrustación en una formación subterránea, que comprende:a) inyectar en una formación una solución que consiste esencialmente de un inhibidor polimérico de incrustaciones, de un catión de metal, de un precursor y de unácido orgánico débil, en donde el inhibidor polimérico de incrustaciones y el catión de metal son ligeramente solubles en agua en la formación y en donde el precursor reacciona en la formación para producir un compuesto alcalino que provoca que el inhibidor polimérico de incrustaciones se precipite en la formación;y b) permitir que el inhibidor polimérico de incrustaciones se precipite, sin situ en la formación en una cantidad que es efectiva para inhibir la formación de incrustaciones por un determinado período de tiempo;en donde el inhibidor polimérico de incrustaciones es un fosfino policarboxilato, que tiene la siguiente fórmula:(I) y el precursor es una amida o urea.

Description

"PROCESO DE FIJACIÓN CONTROLADA DE INHIBIDOR DE INCRUSTACIÓN EN FORMACIONES SUBTERRÁNEAS" CAMPO DE LA INVENCIÓN FUNDAMENTOS DE LA INVENCIÓN Esta invención trata de un proceso de fijación controlada de inhibidor de incrustación inyectado en pozos perforados en arenitos productores de petróleo. Más específicamente, esta invención trata de un proceso para alargar la fijación de inhibidor de incrustación en los pozos de la formación productora de petróleo, por la inyección de una solución de fluido acuoso ácido, conteniendo un inhibidor polimérico, un -ácido orgánico débil, un catión de metal divalente y un precursor capaz de reaccionar en la formación, produciendo un compuesto alcalino, el cual ocasiona la precipitación del inhibidor polimérico en presencia del catión de metal divalente. Cuando se pone en producción el pozo tratado, el inhibidor es liberado gradualmente de los poros, lo que inhibe efectivamente la incrustación, no sólo en el pozo productor sino aún en otros equipos. Los espertos conocen el proceso de precipitación de sales inorgánicas poco solubles, como carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato de bario y estroncio a partir de aguas producidas en conjunto con aceite y gas. Esa precipitación ocurre porque condiciones termodinámicas que afectan la solubilidad, como temperatura y presión, varían durante la producción, principalmente en los cañoneados y en la columna de producción. Los precipitados formados y adheridos a las superficies de los equipos se llaman incrustaciones. La formación de incrustaciones puede ocurrir, sea en la roca reservatorio cercana del pozo productor, sea en la columna de producción, cañoneados y equipos de subsuperficie y superficie. La formación de incrustaciones dentro de los equipos reduce la vida útil de los equipos y puede bloquear las columnas de producción. A los fines de reducir la incrustación, pueden fijarse inhibidores de incrustación en la formación productora a través del método de "squeeze", lo que involucra inyectar el inhibidor que se va a fijar en la formación, liberándoselo posteriormente con el flujo de agua, cuando el pozo vuelve a la producción. El inhibidor presente en el agua producida impide la formación de incrustación en la columna de producción, cañoneados y equipos de superficie y subsuperficie. El proceso de inyección o *squeeze" del inhibidor para la formación es una manera adecuada de aplicar el inhibidor de incrustación. La mayoría de los inhibidores de incrustación usuales son efectivos en concentraciones entre 1 hasta 100 ppm. Un gran problema de este proceso es el control de la concentración de inhibidor que vuelve en las salmueras producidas. Los inhibidores tienden a producirse rápidamente, las concentraciones decreciendo rápidamente hasta cantidades ineficaces. Ello lleva a frecuentes interrupciones de producción para operaciones sucesivas de "squeeze", asimismo a gastos excesivos con productos químicos y con equipos necesarios para la ejecución de la operación. TÉCNICA PREVIA Numerosos intentos para monitorear y retrasar la producción de inhibidor constan de informes en la bibliografía de patentes. Las patentes US 3.633.672 Y 3.704.750 describen inhibidores livianamente solubles en soluciones neutrales o básicas y solubles en soluciones acidas. Se introducen los inhibidores en la formación por "squeeze' en solución acida y en contacto con el agua de formación y, por reacción con la roca reservatorio, el pH de la solución sube, lo que ocasiona precipitación del inhibidor. El inhibidor se produce gradualmente debido a la solubilidad parcial en el agua producida. La dificultad de los procesos referidos es la lentitud de la precipitación del inhibidor en la formación, además de la dificultad de estimar la eficiencia de la precipitación en la formación. La patente US 4.602.683 describe un proceso para inhibir la formación de incrustación en un pozo y que abarca inyectar en la formación una solución acuosa acida, cuyo pH es eficaz para formar un complejo hidrosoluble del inhibidor y el catión polivalente. Preferentemente el fluido de tratamiento presenta un pH en la faja de 2 a 3 y contiene una mezcla de un inhibidor de incrustación poliacrilato con peso molecular en la faja de 500 a 10.000 y un catión polivalente, donde la razón equivalente de catión polivalente para inhibidor de incrustación poliacrilato es igual o inferior a 0,5 en la solución acuosa acida. En este proceso se espera que las condiciones naturales de la formación eleven el pH de la solución en suficiente proporción para causar precipitación controlada y deposición acentuada del inhibidor de incrustación in si tu en forma del complejo catión polivalente-poliacrilato. Se alega que la solución de inhibidor de incrustación empleada en este proceso evita el tamponamiento prematuro de la formación, alarga sustancialmente la duración del tratamiento y el complejo de catión polivalente del poliacrilato es íntegramente inhibidor. La patente US 5.141.655 describe un proceso de inhibición de incrustación que involucra inyectar en el reservatorio una solución acida acuosa a un primer pH conteniendo disuelta en la misma un inhibidor de incrustación, ions metálicos multivalente y una sustancia termosensible que aumenta el pH, la cual se decompone a temperaturas elevadas, liberando un compuesto alcalino, de modo que la solución es inherentemente calentada por la temperatura más elevada del reservatorio hasta una temperatura, en la cual el compuesto alcalino queda liberado de la sustancia termosensible, aumentamdp así el pH de la solución a un punto en el cual una sal metálica multivalente débilmente soluble del inhibidor sufre separación de fase de la solución sobre las superficies porosas de la roca reservatorio. Posteriormente ocurre una liberación lenta de inhibidor para las aguas producidas, cuando el pozo está en la fase de producción. La patente US 5.346.010 describe un proceso de precipitación de inhibidor de incrustación que involucra inyectar el inhibidor en una solución acida conteniendo un componente generador de base y un agente quelante. El inhibidor es preferentemente una sal de calcio de un fosfonatb orgánico. El agente quelante evita que los ions hierro ocasionen hidrólisis prematura del componente generador de base. Se alega que la precipitación inicial del inhibidor de incrustación es retrasada lo bastante para que se inyecte el inhibidor en la formación subterránea. Sin embargo, los procesos mencionados presentan varios problemas, de la dificultad de precipitación del inhibidor en la formación y posibilidad de monitoreo reducida, como en las patentes US 3.633.672 y 3.704.750, hasta reducción drástica de la permeabilidad del reservatorio, dificultando la producción de los fluidos, como en la patente US 5.346.010. Ahora bien, en relación a la patente US 5. 14.655, el proceso acá propuesto y reivindicado dispensa los ácidos fuertes empleados en esa patente para obtener el pH adecuado, en el cual ions Ca++ y el inhibidor permanecen en solución. En el proceso que ahora se propone, el ajuste del pH inicial del medio se realiza con ácido débil, que actúa aún como complejante, sea para el calcio, sea para los demás ions multivalentes Mg*+, Alt+, Cr++, Fe++ y Cu*+, que podrían estar presentes durante la preparación de los fluidos como impurezas. El complejante ácido débil evita la coprecipitación de esos ions, la cual puede alterar la cinética de precipitación inhibidor/C++ . Aún, el uso de ácido débil es ventajoso desde el punto de vista de la neutralización de la base débil NH4+ en decorrencia de la decomposición de la urea, con el punto de equivalencia para el ácido y la base de fuerzas semejantes ocurriendo en pH neutral, sin los saltos de pH que ocurrerían al utilizarse ácido fuerte y base débil, como en la patente US 5.141.655. En el presente proceso el aumento de pH en la faja ácido é gradual y, por ende, el pH ácido se mantiene en el medio durante la decomposición de la urea, lo que permite un control más grande de una segunda etapa de la reacción, que es la precipitación del inhibidor con ions Ca++. Así, el ácido acético brinda un sistema tampón en el medio reaccional. Sigue, por lo tanto, la necesidad de un proceso de inyección o de "squeeze" de un inhibidor de incrustación que se inyecte en una formación en forma soluble y, a continuación, se precipite en el interior de la formación, con el proceso teniendo elevada eficiencia y siendo monitorable. Por lo tanto, un propósito de la presente invención es un proceso de inyección de inhibidor de incrustación, utilizando un inhibidor polimérico químicamente monitorable, en forma soluble, y que se precipite completamente en la formación. Otro objetivo más es un proceso de inyección de inhibidor de incrustación polimérico, en que la precipitación del inhibidor se realize in situ, suficientemente retrasada y prácticamente completa, pero, sin embargo, sin que reduzca drásticamente la permeabilidad de la roca reservatorio. Aún otro objetivo es un proceso de inyección de inhibidor de incrustación polimérico de bajo costo y cuyo tiempo de actuación persista por tres años o más.

RESUMEN DE LA INVENCIÓN El proceso de inyección de inhibidor de incrustación de la presente invención abarca básicamente las siguientes etapas secuenciales: a) preparar una solución acuosa salina, conteniendo: un inhibidor polimérico de incrustación y un catión de metal, con dicha combinación de inhibidor-cátion livianamente soluble en el agua de formación, un precursor seleccionado entre el grupo de las ureas capaz de reaccionar en la formación, produciendo un compuesto alcalino capaz de precipitar el inhibidor en la formación y un ácido orgánico débil capaz de tamponar el medio y complejar metales; b) . inyectar en la formación la solución acuosa salina a través del pozo productor, en dirección al intervalo cañoneado a tratarse; c) cerrar el pozo durante el período necesario para actuación de la solución acuosa salina, sin inyección ni producción de fluidos; d) producir los fluidos de la formación para el pozo luego de que el precursar haya generado una determinada cantidad del compuesto alcalino, suficiente para obtener una determinada masa de procipitado formada por el inhibidor y el catión del metal en la formación, siendo dicha masa efectiva para brindar inhibición de incrustación de sales por un determinado período. En general, la inyección de la solución acuosa acida de inhibidor polimérico se destina a alargarse por lo menos de dos a tres metros o más a partir de la pared del pozo. El propósito es inyectar una cantidad de solu?ióh de inhibidor suficiente para retornar una concentración de inhibidor que sea efectiva para evitar la formación de incrustaciones. Normalmente se suele usar una solución de desplazamiento o de "overflush" constituida de una salmuera para cerciorar que el inhibidor sea posicionado a una determinada distancia del pozo y retenido en una gran área específica en la formación productora. Típicamente el inhibidor producido luego de su fijación estará en la faja de concentración de 5 a 50 ppm y preferentemente entre 10 a 30 ppm en el agua producida. La cantidad exacta de solución de inhibidor usada para un tratamiento depende de los factores específicos de cada pozo, entre otros el grado de sobresaturación esperado de los minerales formadores de incrustación en el agua producida, la tasa de producción de agua, perfil de temperatura y presión en el pozo, extensión de la protección deseada relacionada con la distancia radial alcanzada por el tratamiento de inhibidor, y otros factores más. La concentración de inhibidor polimérico empleada en la solución acuosa acida puede variar entre 1 a 20,0 porcieñto en la relación masa/volumen en agua o salmueras, pero preferentemente se ubica en la faja de 5 a 10,0 porciento en la relación masa/volumen. SOMERA DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La FIGURA 1 ilustra un mapa de fase para el inhibidor fosfino poli aleato (PMA) actuando durante 30 minutos, a concentraciones de un 5% de masa/volumen y un 10% masa/volumen. La Figura 2 ilustra un mapa de fase para el inhibidor fosfino policarboxilato (PCA) actuando durante 30 minutos, a una concentración de un 5% en peso y temperatura de 80°C. La FIGURA 3 ilustra la variación del volumen poroso Vp para una curva de liberación del inhibidor fijado en el medio poroso en función del vaciamiento del agua producida. MODALIDADES PREFERIDAS En una modalidad preferida, el proceso de liberación controlada de inhibidor de incrustación en pozos de formación no carbonática, según la invención, involucra inyección de inhibidor polimérico de incrustación, el cual actúa a través del mecanismo de precipitación-disolución y abarca inicialmente la inyección de un colchón compuesto de salmuera conteniendo un tensoactivo ( pre-flush") , y, a continuación, la inyección de un colchón conteniendo el inhibidor polimérico de incrustación propiamente dicho en solución acuosa acida en concentración de alrededor de un 10% asa/volumen, además del ácido orgánico débil, precursor y del catión de metal divalente. Para posicionar el colchón de inhibidor se inyecta un último colchón, de desplazamiento ("over-flush") , normalmente constituido básicamente de una salmuera y destinada a esparcirlo a una distancia radial mínima de 3 metros del pozo. En la concepción o en el enfoque utilizado en la presente invención, el colchón preparado a partir de una salmuera conteniendo tensoactivo favorece la fijación del inhibidor precipitado en la superficie de los granos en la roca reservatorio; inyectándose el fluido conteniendo el inhibidor polimérico, precursor y .ácido orgánico débil además de ions calcio, el precursor se hidrolisa en contacto con las temperaturas elevadas de la formación y, en presencia del ácido orgánico débil, produce acetato de amonio, lo que hace que el pH suba y provoque el tamponamiento, con precipitación subsiguiente completa del polímero en los poros de la roca reservatorio. En resultado de la inyección de inhibidor, el pozo volverá a producir y el agua de formación disolverá parcialmente la sal calcica del inhibidor por intercambio con ions sodio de las aguas de formación. En función de esta disolución, una determinada concentración de inhibidor permanecerá en el agua producida, impediendo la formación de incrustación en las proximidades del pozo, en la columna de producción y en los equipos de subsuperficie. El tiempo de vida estimado del inhibidor en el interior de la formación es de tres años. Se posiciona la solución acida de tratamiento de la presente invención en la formación productora a través de la inyección de un colchón salino ("over-flush") . El colchón salino puede ser de agua del mar o cualquiera solución salina compatible con la formación y con la solución de tratamiento. Luego de la inyección del colchón salino, debe interrumpirse la inyección y cerrarse el pozo por un período suficiente para que ocurra la reacción de hidrólisis del precursor y para que el pH aumente con consiguiente precipitación de la sal del inhibidor polimérico. La presencia de ácido orgánico débil en la solución tiene el propósito de tamponar el medio y actuar simultáneamente como agente complejante del ion Fe*4, evitando igualmente que los ions hierro presentes en la columna de producción, laslíneas y los equipos puedan ocasionar hidrólisis prematura del precursor y la precipitación del inhibidor antes que éste sea inyectado en la formación y esté posicionado a una cierta distancia del pozo productor. El ácido orgánico débil utilizado preferentemente en esta invención es el ácido acético comercial, utilizado rutinariamente en operaciones de estimulación en pozos de petróleo y que es efectivo en concentraciones moderadas, del orden de 1 a 1,5 molar. Otros ácidos orgánicos encontrados en el agua de formación que se pueden utilizar son los ácidos oxálico, propanoico y butanoico, entre otros más. Los inhibidores poliméricos utilizados fueran los de la clase de los fosfinopolicarboxilatos, como el fosfinopolimaleato (PMA) , producto comercial conteniendo un 2,8% en peso de fósforo, y el ácido fosfinopolicarboxílico en forma de su sal de metal divalente, también un producto comercial, conteniendo un 0,74% en peso de fósforo y con un peso molecular promedio de 3500. Generalmente en pH inferior a 4, las sales de tales divalentes de estos inhibidores son solubles. Los precursores como amidas y ureas son útiles en la realización del proceso de esta invención. El precursor utilizado fue la urea o carbamida, cuya hidrólisis permite la formación de un sistema tampón según las reacciones: NH2CONH2 + H20 > C02 + 2 NH3 NH2CONH2 + H+ + 2H20 > HCO3 + 2NH+ NH2CONH2 + 9 2H20 > 2 NH4+ + C03"- La velocidad de la reacción de hidrólisis del precursor en temperatura ambiente es muy lenta; sin embargo, debe agregarse el precursor a la solución acida, conteniendo el inhibidor de incrustación, solamente en el momento de la inyección en la formación. Durante la reacción de hidrólisis de la urea ocurre simultáneamente la reacción de neutralización ácido-base de fuerzas semejantes. Con el aumento del pH se verifica aún la reducción de la estabilidad de los complejos metálicos y estos precipitan como sales de los inhibidores: CH3COO" + NH4+ + H20 > NH40H - CH3COOH.

La tasa de hidrólisis del precursor fue estudiada a la temperatura de 80°C. La reacción de neutralización ácido debil-base débil, para condiciones de pH inicial y temperatura, definen la cinética de reacción, de tal modo que un pH final alrededor de 7,0 sea alcanzado luego de determinado tiempo. La concentración del precursor dependerá de la concentración del ácido utilizado y por consiguiente del pH inicial de la solución, y aún del pH final que se déseja alcanzar en un determinado tiempo. Normalmente 1 a 1,5 moles de ácido son necesarios para alcanzar un pH inicial entre 3 y 4, llegándose al pH final alrededor de 7 por el uso de alrededor de 2 moles del precursor.

La relación inhibidor-cátion de metal divalente para una precipitación efectiva dependerá directamente del pH del medio, según se mostrará adelante en este informe. La precipitación ocurre en pH superior a 4, considerando la relación en términos de masa de inhibidor/cátion alrededor de 20. La adecuación del proceso propuesto de inyección de inhibidor fue comprobada en dos instancias o dos niveles principales, es decir: la instancia o nivel estático y la instancia o nivel de prueba dinámico en medio poroso. En ambos los niveles se constató la adecuación del proceso inventivo, lo que permite extender los resultados a pruebas de campo con el 1° mismo nivel de excelencia de los resultados logrados en los demás niveles. La presente invención se ilustrará ahora por los siguiente Ejemplos, inicialmente a nivel estático. EJEMPLO 1 *5 .Este Ejemplo concierne el desempeño del inhibidor fosfinopolimaleato (PMA) tal como ilustrado en la FIGURA 1. A los fines de obtener los datos del mapa de fase que representa, para una determinada concentración de inhibidor empleado, el pH de precipitación para una cierta concentración de ion calcio, se definió la cinética de la hidrólisis del precursor en solución acida y la velocidad de reacción de neutralización. En escala de laboratorio, el fluido conteniendo inhibidor tenía la siguiente composición: 2,0 moles/1 de urea 0,06 moles/1 de cloruro de calcio 50,0 g/1 de inhibidor PMA Acido acético para pH inicial de 3,7. 30 Para lograr los datos, alícuotas de 20 mi de la solución acida se trasladaron a células de Teflon de 100 mi de capacidad y puestas en baño de María a 8°C por distintos períodos (30 minutos a 24 horas), variándose la concentración de cloruro de calcio entre 1 y 10 g/1. La ocurrencia de precipitación para las condiciones específicas de pH y concentración de calcio se evaluó visualmente. Según ilustrado en la FIGURA 1, la concentración más baja de inhibidor (un 5% en peso, o 50 g/litro) es la más interesante desde el punto de vista económico, ya que a partir de pH alrededor de 5,5 y concentraciones de calcio de 1 g/litro, el inhibidor precipita, mientras que, para concentraciones de inhibidor de un 10% en peso o 10.000 mg/litro, el pH inicial de precipitación es solamente un poquito inferior, alrededor de 5. A partir de datos cinéticos, se constata que, en relación a la variación del pH, el sistema se comporta como una reacción de seudo-primer orden, lo que conduce a una concentración de urea adecuada para precipitación entre 1 y 3 molar, preferentemente 2 molar. LA FIGURA 1 ilustra, por ende, que el sistema propuesto representa un fluido adecuado para inyectárselo en pozos con miras a controlar el proceso de incrustación de sales, como sulfato de bario, estroncio etc., ya que el inhibidor polimérico precipitado será liberado a través de la disolución con las aguas de formación producidas, evitando así la precipitación, aglomeración y crecimiento de cristales de esas sales. EJEMPLO 2 Utilizando el mismo procedimiento del Ejemplo 1, se estableció el comportamiento cinético para el inhibidor fosfino policarboxilato (PCA) en la concentración de 50.000 mg/1, temperatura de 80°C y durante un período de 30 minutos. La FIGURA 2 ilustra el comportamiento de precipitación a través del mapa de fase. Cualitativamente se constató que, para iguales condiciones experimentales, la reacción de precipitación para el inhibidor fosfino policarboxilato alcanza más lentamente el equilibrio que en el caso del inhibidor fosfino-polimaleato del Ejemplo 1. EJEMPLO 3 Este Ejemplo ilustra una simulación del tratamiento de "squeeze" en medio poroso. El inhibidor de incrustación fue fijado en una muestra del Arenito Río Bonito, cuyas propiedades petrofísicas y petrográficas son similares a las de la roca reservatorio de petróleo. Luego de la fijación, el inhibidor fue gradualmente liberado de la muestra de roca. Los estudios de simulación del tratamiento de "squeeze" fueron efectuados por medio de pruebas de vaciamiento en medio poroso, empleando los fluidos de tratamiento, según composición que se muestra en la TABLA 1 abajo. TABLA 1 MUESTRA EJEMPLO 3A EJEMPLO 3B ARENITO RIO BONITO Urea (g/1) 120 120 Ca2+ (g/1) 2,5 5 Inhibidor % (m/v) 50 100 Acido acético para pH 3,7 pH 3,7 KC1 (g/1) 10 10. Las muestras del Arenito Río Bonito, con permeabilidad de 250 mD y dimensiones de 3,8 cm de diámetro y 13 cm de largor, fueron inicialmente saturadas con una salmuera, simulando la composición química del agua producida, según la TABLA 2 abajo: TABLA 2 AGUA PRODUCIDA SINTÉTICA CONCENTRACIÓN CONSTITUYENTES mg/1 Na+ 22.381 Mg+ 982 K+ 390 Sr* 211 Ca++ 1632 Ba++ 115 Cl" 37.713 pH 8,0. Se trasladó, entonces, cada muestra a una célula tipo "Hassler", mantenida a 80°C. El fluido de tratamiento fue inyectado a una descarga de 0,5 ml/min. Se dejó la muestra en reposo en la célula "Hassler" por un período de 24 horas, con miras a cerciorar la precipitación y la fijación del inhibidor en los poros de la roca. Luego de este período, se inyectó la salmuera (agua producida sintética) en las muestras, en el sentido opuesto al de la inyección del fluido de tratamiento. Se midió, entonces, la permeabilidad de las muestras al agua producida sintética, constatándose una reducción de la permeabilidad en función de la precipitación. La inyección continua de la salmuera mostró que había una tendencia a retornar a los valores originales de permeabilidad de las muestras, debido a la disolución del inhibidor precipitado en los poros. Durante las pruebas, el efluyente fue recolectado y determinada la concentración del inhibidor, analizándose el fósforo por la técnica de espectrometría de plasma (ICP-AES) . Según la FIGURA 3 en adjunto, se obtuvo una curva de la concentración de inhibidor versus el volumen poroso de salmuera inyectada. El perfil de liberación del inhibidor del medio poroso ilustrado en la FIGURA 3 demuestra que, predominantemente, se trata de una disolución, obteniéndose en el final de la curva una tasa de liberación constante de 15 mg/1 de inhibidor. Por ende, la prueba en medio poroso, que representa de forma muy cercana las condiciones de reservatorio, confirma que, en el "squeeze" por precipitación controlada con inyección de un solo fluido de tratamiento, se puede alcanzar la máxima eficiencia de precipitación y la consiguiente extensión del tiempo de vida del tratamiento, con una tasa constante de liberación en función de la disolución de la masa precipitada.

Claims (17)

1. REIVINDICACIONES 1. Proceso de fijación controlada de inhibidor de incrustación en formaciones subterráneas cercanas a un pozo productor, caracterizado por abarcar las siguientes etapas secuenciales: a) preparar una solución acuosa salina que contiene: un inhibidor polimérico de incrustación y un catión de metal, siendo dicha combinación de inhibidor-cátion livianamente soluble en el agua de formación, un precursor seleccionado de entre el grupo de las ureas capables de reaccionar en la formación, produciendo un compuesto alcalino capable de precipitar el inhibidor en la formación, y un ácido orgánico débil capable de tamponar el medio -y complejar metales; b) inyectar en la formación la solución acuosa salina a través del pozo productor, en dirección al intervalo cañoneado a tratarse; c) cerrar el pozo durante el período necesario para actuación de la solución acuosa salina, sin inyección ni producción de fluidos; d) producir los fluidos de la formación para el pozo luego de que el precursor haya generado una determinada cantidad del compuesto alcalino, suficiente para obtener una determinada masa de precipitado formada por el inhibidor y el catión del metalen la formación, siendo dicha masa efectiva para brindar inhibición de incrustación de sales, por un determinado período.
2. 2. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por ser el inhibidor un polímero el el fosfino polimaleato o el fosfino policarboxilato.
3. 3. Proceso según la reivindicación 2, caracterizado por el hecho de que las concentraciones de fosfino polimaleato o fosfino policarboxilato están entre 50 g/1 y 100 g/1.
4. 4. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que el precursor es urea.
5. 5. Proceso según la reivindicación 4, caracterizado por el hecho de que la concentración del precursor urea está entre 1 y 3 molar.
6. 6. Proceso según la reivindicación 5, caracterizado por el hecho de que la concentración preferida del precursor urea es 2 molas.
7. 7. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que a la inyección de la solución « acuosa acida en la formación se sigue la inyección de un fluido de desplazamiento o "overflush' en la formación.
8. 8. Proceso según la reivindicación 7, caracterizado por el hecho de que el fluido de desplazamiento está constituido por una salmuera destianda a ser esparcida a una distancia mínima de tres metros del pozo.
9. 9. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que el ácido orgánico débil es el ácido acético.
10. 10. Proceso según la reivindicación 9, caracterizado por el hecho de que el ácido acético se usa en la concentración necesaria para alcanzar el pH de la solución acuosa entre 3 y 4
11. 11. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que el catión de metal es el calcio.
12. 12. Proceso según la reivindicación 11, caracterizado por el hecho de que la concentración de calcio está entre 1 y 10 g/1.
13. 13. Proceso según la reivindicación 11 o 12, caracterizado por el hecho de que, prefemétemente, la concentración de calcio está entre 2,5 y 5 g/1.
14. 14. Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que la concentración del inhibidor producido con el agua de formación está entre 5 y 50 ppm.
15. 15. Proceso según la reivindicación 14, caracterizado por el hecho de que, preferentemente, la concentración del inhibidor está entre 10 y 30 ppm en el agua producida.
16. 16. . Proceso según la reivindicación 1, caracterizado por el hecho de que el control de la fijación del inhibidor polimérico ocurre en pH superior a 4 para una relación de masa de inhibidor para ion calcio entre 15 y 25.
17. 17. Proceso según la reivindicación 16, caracterizado por el hecho de que la relación de masa de inhibidor para ion calcio es, preferentemente, 20.