PT2640803T

PT2640803T - Agentes espumantes para injecção em poços perfurados

Info

Publication number: PT2640803T
Application number: PT118410208T
Authority: PT
Inventors: Huang Fenfen; T Nguyen Duy
Original assignee: Nalco Co
Priority date: 2010-11-19
Filing date: 2011-11-17
Publication date: 2016-08-17
Also published as: US20120125620A1; BR112013012170A2; AU2011329885B2; CA2817627C; EP2640803A2; CA2817627A1; EP2640803A4; WO2012068330A2; EP2640803B1; US8950494B2; WO2012068330A3; NZ610328A; AU2011329885A1

Description

DESCRIÇÃO

"AGENTES ESPUMANTES PARA INJECÇÃO EM POÇOS PERFURADOS"

DOMÍNIO TÉCNICO

Esta invenção diz respeito em geral a métodos de utilização de novas composições espumantes para o tratamento de poços de petróleo e de gás para aumentar a produção. Mais especificamente, a invenção diz respeito a novas composições espumantes para o tratamento de poços de petróleo, e gás natural e de metano de hulha (CSG), especificamente quando a água produzida for tratada com uma membrana de osmose inversa (RO).

ESTADO DA TÉCNICA ANTERIOR À medida que os poços de gás natural envelhecem, a produção de gás diminui devido a um declínio da pressão no reservatório. Os fluidos de formação (isto é, água e condensado líquido de hidrocarbonetos), que resultam de elevadas taxas de produção já não conseguem ser elevados do poço e acumulam-se na cavidade do poço. Esta acumulação pode fazer com que o poço tenha uma variação não previsível do caudal, a valores muito menores, cessando eventualmente a produção. Os agentes de formação de espumas, também denominados espumantes, são um dos muitos métodos disponíveis para retirar a água de um poço de gás. Podem aplicar-se espumantes guer por tratamento descontínuo, guer por aplicação contínua. Com a adição do espumante à cavidade do poço em que estão presentes os líquidos de formação, gera-se uma espuma por agitação com o caudal de gás. A tensão superficial e a densidade fluida da espuma são muito menores do que as dos líquidos e, portanto, a espuma é mais leve, e quando a película de bolhas está ligada aos líquidos, é mais fácil de ser elevada pela taxa pequena de caudal de gás no poço. Na produção de poços de petróleo, também se utilizam espumantes em conjunto com um sistema para erguer o gás de modo a aumentar a recuperação do óleo. Têm sido dedicados muita atenção e muito esforço para recuperar metano de hulha (CSG) para utilização a título de gás natural como combustível, nestes últimos tempos, devido à elevada procura de energia. Em consequência deste tipo de produção, existe um grande volume de água produzida, que é habitualmente limpa e purificada em unidades de filtração membranar por osmose inversa (RO). Isto permite a reutilização da água com fins diversos e proporciona uma via de produção sustentável, em particular em países tais como a Austrália, aonde existe sempre uma forte procura de água. No entanto, os processos de limpeza com membranas só podem ser aplicados para água produzida que não contenha componentes que bloqueiem ou sujem a membrana. Pode reutilizar-se a água tratada em aplicações tais como a agricultura e com finalidades municipais. Os espumantes típicos empregues para acelerar a separação da água mantendo a integridade do produto podem em geral destruir ou bloquear as membranas de RO.

Incluem-se nas seguintes as tenologias de espumantes que são incompatíveis com as membranas de RO. 0 WO 2009/064.719 descreve espumantes heterocíclicos baseados em imidazolinas para retirar os fluidos dos poços de gás/petróleo, mas os compostos quaternários referidos não são compatíveis com as membranas de RO. No U.S. 2006/0 128.990 ensina-se um método de tratar um poço de gás aplicando um tensioactivo anfotérico isento de cloro. Na Patente U.S. n2 7.122.509 proporciona-se um método de preparar uma composição espumante com um tensioactivo aniónico e uma amina neutralizante. No U.S. 2005/ 0 137.114, descreve-se uma composição aquosa espumante compreendendo pelo menos um tensioactivo aniónico, um tensioactivo catiónico e pelo menos um composto zwiteriónico. No WO 02/092.963 e no U.S. 2007/0079.963 descrevem-se métodos para recuperar petróleo de um poço de gás expurgado utilizando um gás de expurgo e um tensioactivo espumante constituído por tensioactivos não iónicos, tensioactivos aniónicos, betaínas e siloxanos. O US 2005/250.666 AI descreve uma composição espumante com múltiplos objectivos com aplicações no domínio dos campos petrolíferos, aplicações industriais, aplicações em gestão de efluentes, ou outras aplicações que podem beneficiar de uma espuma, em que a composição inclui um tensioactivo, uma armadilha de enxofre e opcionalmente um aditivo, em que a armadilha de enxofre e/ou o aditivo melhoram as caracteristicas e/ou a espuma melhora uma actividade da armadilha de enxofre e/ou dos aditivos. 0 US 5.000.262 A descreve uma recuperação melhorada de hidrocarbonetos de um reservatório contendo hidrocarbonetos durante a adição de gás no reservatório compreendendo pelo menos uma injecção periódica de vapor e uma mistura formadora de espuma no reservatório, a partir de um intervalo com uma profundidade conhecida numa fonte de um poço, para proporcionar uma espuma na presença de óleo residual e de canais elevados do reservatório permeáveis a gás. 0 US 5.203.411 A descreve a recuperação melhorada de hidrocarbonetos de formações subterrâneas através da utilização de um fluido para controlo da mobilidade compreendendo uma mistura de pelo menos um óxido de difenilo alquilado e pelo menos um tensioactivo anfotérico. 0 US 2006/260.815 AI descreve um método de fracturar uma zona subterrânea penetrada pela cavidade de um poço através da preparação de um fluido espumante fracturante contendo uma composição espumante que se auto-degrade constituída por uma mistura de um tensioactivo aniónico com um tensioactivo não iónico. Ο ΕΡ 0014.267 AI diz respeito ao tratamento de um poço contendo liquido passando uma solução que gere azoto gasoso para dentro do poço para provocar uma deslocação devida a ele, de liquido do poço.

Embora os espumantes descritos contribuam significativamente para soluções para retirar liquido de poços, ainda existe uma necessidade de outros agentes espumante de baixo custo que proporcionem um desempenho espumante competitivo e sejam compatíveis com membranas.

DESCRIÇÃO SUMÁRIA DA INVENÇÃO

Esta invenção proporciona, portanto, novos espumantes e aplicações para sistemas munidos de membranas de RO sem comprometer o seu desempenho, enquanto proporcionam benefícios significativos na produção. A composição espumante consoante a invenção é uma composição compatível com membranas. Isto significa que não contém nenhumas componentes que destruam ou bloqueiem as membranas que são utilizadas para a limpeza da água produzida no processo de separação do líquido.

Num aspecto, a invenção é um método de espumar um fluido, para recuperar gás de um poço de gás e para aumentar a produção de petróleo a partir de um poço de petróleo erguido por gás penetrando uma formação subterrânea contendo petróleo. O método inclui introduzir-se no fluido uma quantidade formadora de espumas de uma composição compreendendo pelo menos um composto seleccionado de entre os seguintes: benzenossulfonato de X+alquilo; naftalenossulfonato de X+alquilo; dissulfonato de óxido de alquildifenilo; dissulfonato de óxido de dialquildifenilo; sulfato de X+alquilo; condensado de sulfonato de naftaleno com formaldeido; e combinações destes; em que o alquilo seja C6-C22; e em que cada composto ou combinação seja compativel como uma membrana de osmose inversa. X+ é trietanolamina, dietanolamina, monoetanolamina, e combinações destas. É uma vantagem da invenção proporcionar uma nova classe de agente formador de espumas compativel com RO na solução de desliquidificação. É outra vantagem da invenção proporcionar novos agentes espumantes para injecção em furos de poços de petróleo e de gás. É outra vantagem adicional da invenção proporcionar um método eficiente de recuperar óleo a partir de um poço de petróleo elevado por gás penetrando uma formação subterrânea contendo petróleo.

Outra vantagem da invenção é proporcionar um método eficiente para remover hidrocarbonetos fluidos de um poço produtor de gás.

Quanto precede delineou em linhas gerais as caracteristicas e as vantagens técnicas da invenção presente para que a descrição pormenorizada que segue possa ser mais bem entendida. Serão descritas caracteristicas adicionais e vantagens da invenção adiante neste documento, que formam o assunto das reivindicações da invenção.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS A Figura 1 ilustra os resultados dos testes de compatibilidade com membrana de RO para o Produto 1, tal como se explica no Exemplo 1. A Figura 2 ilustra os resultados dos testes de compatibilidade com membrana de RO para o agente espumante não anfotérico 1 melhor da classe, tal como se explica no Exemplo 1.

As Figuras 3a e 3b ilustram os resultados dos testes da compatibilidade com membrana RO para os agentes espumantes não aniónicos 2 e 3 melhor da classe, tal como se explica no Exemplo 1. A Figura 4 ilustra os resultados de descarga dinâmica do Produto 1 em relação a um agente espumante melhor da classe não compatível com RO na presença de 1 % de finos de carvão e duas salmouras diferentes, como se explica no Exemplo 2. A Figura 5 ilustra a taxa de corrosão em função do tempo durante o teste de bolha padrão de resistência à polarização linear (LPR) para o Produto 1, tal como se explica no Exemplo 4.

DESCRIÇÃO PORMENORIZADA DA INVENÇÃO 0 método de utilizar as oposições espumantes desta invenção demonstrou ser eficaz para recuperar gás natural de um poço de gás recuperar óleo em bruto de um poço de petróleo elevado por gás penetrando bem uma formação subterrânea portadora de petróleo. Isto é, os agentes espumantes da invenção presente removem eficazmente hidrocarbonetos e/ou água ou as suas misturas, dos poços. A quantidade eficaz do ingrediente activo numa formulação que é necessária para espumar suficientemente varia com o sistema em que é utilizada. Os métodos para monitorizar taxas de formação de espumas em diferentes sistemas sã bem conhecidos dos especialistas da técnica e podem ser utilizados para decidir a quantidade eficaz do ingrediente activo que é necessária para uma determinada situação. Podem utilizar-se os compostos descritos para proporcionar a propriedade de formação de espumas a uma composição, para utilização na aplicação num campo petrolífero ou de gás.

As composições espumantes descritas são especialmente eficazes para recuperar fluidos (petróleo e/ou água) de poços de petróleo ou de gás numa série de condições diferentes. Estes compostos/composições podem ser utilizados em poços nos quais as percentagens de petróleo no campo pode variar entre cerca de 0 % (campo petrolífero) a 100 % (refinaria) , enquanto a natureza da água pode variar entre 0 e 300,000 ppm de TDS (total de sólidos dissolvidos). Além disto, a temperatura da parte inferior da cavidade do poço pode ser de entre 60°F e 400°F. Os agentes espumantes da invenção podem ser aplicados por tratamento descontínuos ou em aplicações contínuas através das partes interiores de mangueiras ou de cordões capilares e são tipicamente introduzidos na parte inferior da cavidade vertical de um poço. Um método exemplificativo e aparelhos para introduzir espumantes através de fieiras de injecção capaz de atomizar o espumante, foram descritos na Patente U.S. N2 7.311.144. Um tratamento em descontínuo envolve a aplicação de um único volume de espumante no poço, por oposição à aplicação de um volume menor continuamente aplicado no caso de uma aplicação em contínuo. Aplica-se o fabrico seguinte depois de um período de tempo durante o qual o espumante começa a perder a sua eficácia ou a diminuir o seu desempenho.

Nas concretizações desta invenção, incluem-se nas classes de espumantes para utilização no método da invenção trietanolamina, dietanolamina, monoetanolamina, e as suas combinações. Incluem-se nos espumantes representativos benzenossulfonato de alquilo ou alcenilo (em Ce a C22) , alquilnaftalenossulfonato sódico (em C6 a C22) , dissulfonato de óxido de dialquilfenilo (em C6 a C22) , dissulfonato de óxido de dialquildifenilo (em C6 a Ci8) , alquilsulfato ou alcenilsulfato de sódio/outros iões (em C6 a C2z) , e condensado de naftalenossulfonato com formaldeído.

Os agentes espumantes da invenção presente podem ser formulados num solvente misto compatível com uma de embalagem, podendo conter água, xilenossulfonato, formato de potássio e álcoois inferiores ou muito inferiores taos como metanol, e as suas combinações. A utilização de solventes diminui a viscosidade, aumenta a eficiência de absorção de líquidos, diminui o ponto de congelação do espumante e melhora a compatibilidade com diversas componentes. 0 solvente está presente numa quantidade que poderá ser de entre 5 % e cerca de 70 %, cerca de 95 %, ou cerca de 99 %, em peso, com base no peso total da composição. O espumante da invenção presente é também tolerante a conteúdos elevados de sal e de hidrocarboneto e pode, portanto, ser aplicado em poços com água de elevada salinidade ou com hidrocarbonetos, e neste caso o espumante desta invenção consegue remover hidrocarboneto e/ou água ou suas misturas dos poços naturais de petróleo e de gás.

Os agentes espumantes ou formadores de espumas descritos nesta invenção também podem ser eficazes para penetrar em formações subterrâneas portadores de petróleo ou de gás, para recuperar gás natural de um poço de gás ou para recuperar petróleo m bruto de um poço de petróleo elevado por gás. São descritos exemplos de métodos de elevação com gás na Patente U.S. N° 5.871.048 e no Pedido de Patente U.S. N2 2004-0 177.968 Al. Por outras palavras, os agentes espumantes da invenção podem ser eficazes para ajudar e tornar mais eficiente a remoção de hidrocarbonetos e/ou ed água ou de misturas de ambos, dos poços. Deve entender-se que em algumas concretizações se podem utilizar inibidores de corrosão, inibidores de descamação, e/ou biocidas, em conjunto com, ou em formulações que incluam os agentes formadores de espumas desta invenção.

Formulam-se em geral os inibidores de corrosão nos agentes espumantes convencionais para proteger o equipamento na cavidade do poço de um ambiente corrosivo nessa cavidade. 0 espumante desta invenção presente proporciona um determinado nivel de protecção da corrosão, e, portanto, proporciona um nivel de protecção anticorrosiva ao equipamento utilizado dentro da cavidade, sem comprometer as operações RO. No entanto, em determinados casos podem utilizar-se outros inibidores de corrosão aniónicos e/ou anfotéricos, em conjunto com o espumante da invenção.

Em concretizações, os inibidores de descamagem também podem ser utilizados em conjunto com o espumante da invenção presente. Incluem-se como inibidores de descamagem representativos os polifosfatos, polifosfonatos, outros inibidores de descamagem adequados, e as combinações de todos estes. A composição também pode incluir um solvente misto empacotado numa membrana compatível, que pode conter água, xilenossulfonato, formato de potássio e álcoois com massa molecular muito pequena tais como o metanol, e qualquer sua combinação. A composição desta invenção pode gerar espumas estáveis e estará preferivelmente presente a um teor de entre cerca de 10 ppm e cerca de 100.000 ppm. Uma gama mais preferida é de entre cerca de 100 ppm e cerca de 20.000 ppm. De preferência, a gama é de entre cerca de 200 ppm e cerca de 10.000 ppm. A composição espumante pode opcionalmente incluir activos adicionais que sejam compatíveis com membranas de RO; inibidor de corrosão, inibidor de descamagem, biocida, dispersante de parafina.

Embora esta descrição diga respeito sobretudo a aplicações para recuperação de petróleo e de gás, considera-se que a composição da invenção também pode ser utilizada noutras aplicações. Por exemplo, a composição pode ser utilizada como agente de controlo de deposições, ou agente de limpeza para remover deposições (por exemplo, deposições com natureza de hidrocarboneto) de poços e/ou de tubagens de transporte, "deposições com natureza de hidrocarboneto" refere em geral qualquer deposição incluindo pelo menos um constituinte que seja hidrocarboneto e formando sobre as superfícies interiores de linhas de caudal, linhas de transporte, linhas de injecção, superfícies das cavidades dos poços, tanques de armazenagem, equipamento de processamento, tanques de petroleiros, e outros semelhantes, bem como outras componentes em aplicações a petróleo e gás. Inclui-se nestas deposições "schmoo", que refere uma substância sólida, com consistência de uma pasta, ou uma emulsão muito grossa, que adere a quase qualquer uma das superfícies com as quais entra em contacto e é especialmente difícil de remover. As deposições contribuindo para o schmoo podem incluir, por exemplo, areia, argilas, enxofre, sais de ácidos nafténicos, subprodutos da corrosão, biomassa, e outros materiais com a natureza de hidrocarbonetos ligados entre eles por petróleo. Além disto, o espumante da invenção presente também pode ser utilizado como um dispersante de parafinas, agente de quebra de emulsões, inibidor da corrosão, e agente de aumento da recuperação de petróleo, ou em combinação com dispersantes de parafinas, agentes de quebra de emulsões, inibidores de corrosão e agentes de aumento da recuperação de petróleo.

Pode entender-se melhor quanto consta acima através dos exemplos que se seguem, e que se pretende tenham propósitos ilustrativos e não se pretende que limitem o âmbito da invenção.

Exemplo 1

Compatibilidade cm Membranas de RO 0 protocolo padrão industrial foi utilizado para determinar a compatibilidade dos espumantes com uma membrana Filmtec BW30. Este teste envolveu determinar se os espumantes, por eles próprios, teriam impacto negativo sobre o desempenho da membrana. Utilizou-se a seguinte especificação de QC para a membrana Filmtec BW30: Composição da alimentação NaCl; Concentração da alimentação 2.000 ppm; Temperatura da alimentação 25°C; Pressão da alimentação 220 psi; Caudal do Permeado 45 LMH; Rejeição Minima 9 9,5 %. O protocolo de teste da compatibilidade da membrana RO utilizado neste exemplo era constituído pelos seguintes passos: 1. Cortar cupão de amostra da folha de membrana 2. Determinar caudal de linha de base e rejeição de sal a) Voltar a circular a solução em teste em condições de pressão padrão com o espumante. Medir o caudal do teste e a rejeição de sal às 2, 6 e 24 horas. b) Embeber em solução em teste durante 2 semanas, enxaguar e testar o caudal e a rejeição de sal.

As condições padrão do teste foram como se segue. Determinaram-se o caudal e a rejeição utilizando um dispositivo de teste equipado com uma placa com uma membrana celular para uma amostra de membrana com uma área efectiva de membrana de 0,023 m2. A solução padrão em teste continha 2.000 ppm de NaCl para a membrana BW30 e circulava através da célula de membrana a um caudal de 1.000 mL/minutp à pressão pretendida. 0 processo de circulação do teste foi como segue. Preparou-se a solução em teste de modo a conter 2.000 ppm de NaCl para as membranas BW30 bem como os produtos espumantes às suas concentrações respectivas (veja-se a Tabela 1 adiante). Determinaram-se a rejeição e o caudal ao fim de 2, 6, e 24 h de circulação sob pressão utilizando a solução em teste. O processo do teste do embebimento era como se segue. Embebia-se a membrana numa solução contendo os produtos em teste à concentração pretendida. Determinavam-se a rejeição e o caudal com a solução padrão do teste depois de um embebimento durante 2 semanas. Removia-se a membrana, enxaguava-se, e depois testava-se o seu caudal e a rejeição utilizando as condições padrão do teste para o tipo de membrana.

Testou-se o produto 1 (dodecilbenzenossulfonato de sódio) sob a forma da sua solução aquosa em relação a dois tipos de espumantes habitualmente utilizados: espumante melhor da classe betaina não RO 1 e espumantes aniónicos RO 2 e 3 (Tabela 1). O espumante 1 continha coco-amidopropilbetaína como agente espumante, amónio quaternário como agente inibidor de corrosão e fosfonato como agente antidescamagem. O melhor da classe dos espumantes aniónicos não RO 2 era uma solução aquosa de sulfonato de laura a olefina. O melhor da classe dos espumantes aniónicos não RO 3 era um sulfato de éter amónio álcool (C6-Cio) (AES) inuma solução em água/isopropanol (IPA), com uma percentagem ponderai de AES:água:IPA de 65:25:10.

Tabela 1

Antes de dar início ao processo do teste determinou-se para cada processo a linha de base de rejeição de sal e o caudal para cada amostra de membrana. Antes de registar os dados acerca da linha de base, operou-se a membrana em condições padrão de teste durante cerca de 12 horas. Os pontos de dados da linha de base para cada amostra de membrana tornaram-se um "padrão interno" em relação ao qual eram comparados os dados do teste, diminuindo deste modo o impacto da variabilidade da membrana.

Os resultados da circulação e do teste de embebimento com água desmineralizada (branco) estão resumidos na Tabela 2 e foram utilizados para comparar com espumantes às diversas dosagens. 0 teste branco revelou uma alteração de caudal menor ou igual a 10 % em relação à linha de base nos testes a 2, 6, e 24 h de circulação e no teste de 2 semanas de embebimento.

Os resultados dos testes de circulação e de embebimento do Produto 1 nas dosagens de 1.300 ppm e de 6.500 ppm estão resumidos na Tabela 3. Observou-se em todos os testes uma alteração menor ou igual a 10 % do caudal em relação ao da linha de base. O produto 1 não mostrava qualquer impacto no teste, em comparação com o branco, e é, portanto, classificado como compatível com membranas RO.

Os resultados dos testes de circulação e de embebimento do espumante melhor da classe betaína 1 e os dos espumantes melhores da classe aniónicos 2 e 3 estão resumidos respectivamente nas Tabelas 4, 5, e 6. O espumante betaína 1, doseado a 1.600 ppm de taxa de tratamento do campo e a 16.000 ppm, que representa dez vezes a taxa de tratamento do campo, proporcionou mais do que 50 % de alteração do caudal em relação ao da linha de base em todos os testes. Os resultados dos testes dos espumantes aniónicos denotavam mais do que 10 % de alteração do caudal em todas as condições de teste. Portanto, todos estes três são classificados como incompatíveis com membranas RO.

Representaram-se os resultados dos testes de compatibilidade com membranas RO para o Produto 1, o espumante betaína 1 e os espumantes aniónicos 2 e 3, em conjunto com os resultados do teste para o branco de água, respectivamente nas FIG. 1, 2, 3a, e 3b.

Tabela 2

Tabela 3

Tabela 4

Tabela 5

Tabela 6

Para uma pessoa entendida na técnica foi muito surpreendente e inesperado que a substituição de alquilsulfonatos lineares por arilsulfonatos proporcionasse uma diminuição da alteração do caudal ou um aumento a quantidade de permeado. Uma pessoa com conhecimento esperaria em vez disto que a utilização de arilsulfonatos tensioactivos por exemplo de alquilbenzenossulfonatos) originasse uma maior modificação do caudal ou menores caudais de permeado devido ao volume mais elevado e ao facto dos grupos benzeno serem volumosos.

Exemplo 2

Eficiência de Descarga de Líquidos

Testou-se a eficiência da descarga dos espumantes utilizando um aparelho laboratorial de teste dinâmico formação de espumas. Isto proporcionava um modo de comparar os espumantes sob diversas condições ordenando-os pelo seu desempenho. 0 teste dinâmico de formação de espumas recorria a amostras liquidas constituidas por salmoura sintética ou por salmoura de campo com uma percentagem condensado de campo ou de petróleo presentes. Em alguns casos, podem adicionar-se mais partículas, tais como finos de carvão ou partículas, para se reproduzirem as condições do poço de produção. Doseava-se então a amostra com a taxa de tratamento pretendida de espumante e vertiam-se lentamente 100 g do fluido total em teste ao logo de uma coluna de 1.000 mL ao fundo da qual se borbulhava azoto gasoso (7 LPM) através de um sinter de vidro. O caudal de gás originava espuma e ocorria uma descarga.

Calculava-se a eficiência de descarga de líquido dividindo o peso de líquido removido da coluna ao fim de 15 minutos por 100 g. Testou-se um espumante melhor da classe não RO a título de controlo. Colocaram-se os resultados do teste para o controlo e para o Produto 1 na FIG 4. O produto 1 denota um desempenho excelente na descarga de líquido e demonstra o impacto desprezável dos sólidos, tais como finos de carvão, sobre a formação e a estabilidade das espumas. O desempenho do Produto 1 era comprável ao do espumante melhor da classe não RO nas condições do teste. Mostram-se adiante as duas salmouras utilizadas nos testes.

Exemplo 3

Propriedades de Tendência de Corrosão

Criou-se um teste de compatibilidade de materiais com uma duração de sete dias para avaliar a protecção contra a corrosão de produtos químicos em determinados materiais (por exemplo metais). Imergiram-se as amostras (cupões) no líquido do teste e mantiveram-se à temperatura pretendida durante um período de sete dias. Calculou-se a taxa de corrosão com base na diferença de peso da amostra antes e depois do teste. Inspeccionaram-se também as amostras para averiguar a existência de picadas, a uma dimensão com um aumento de 10 X, depois da imersão. A Tabela 6 resume os pormenores das amostras (material a testar, fabricante/fornecedor, composto utilizado e dimensões das amostras) que se utilizaram neste estudo. Para além de aço de carbono C1018, utilizou-se também SS2205, que é um dos materiais metálicos habitualmente utilizados para sistemas de injecção capilar.

Tabela 6

Limpeza: Os espécimenes metálicos (referidos como painéis) foram limpos antes do teste, pelo seguinte processo. Esfregaram-se os painéis com um agente de limpeza abrasivo comercial. Em seguida enxaguaram-se os painéis com água da torneira e secaram-se em acetona.

Medição: Registaram-se inicialmente nas amostras que se submeteram aos testes específicos, os seguintes. 0 peso da amostra medido com uma precisão de um décimo de miligrama numa balança analítica. Os comprimentos e as espessuras bem como os ODS dos painéis, todos medidos com um paquímetro com uma precisão de ± 0,001 polegada.

Imersão: Utilizou-se o seguinte procedimento de imersão. As soluções de salmoura em teste foram saturadas com dióxido de carbono por borbulhagem de dióxido de carbono durante 15 minutos. Mergulharam-se por completo os painéis em frascos de vidro de duas onças enchido com 50 mL da solução do teste. Colocaram-se os frascos numa estufa mantida a 54°C (130°F) durante um período de 7 dias. Levou-se a cabo cada um dos testes em duplicado.

Tempo: Mediram-se os parâmetros reportados ao fim de 7 dias de imersão a 54°C (130°F) . Terminado o período do teste, seguiram-se os passos que se seguem de modo a examinar cada amostra e a taxa de corrosão. Lavaram-se os painéis com água desionizada, enxaguaram-se com acetona, e secaram-se com uma toalha. Mediram-se os pesos e as dimensões depois de secarem ao ar durante 1 hora. Calcularam-se as taxas de corrosão metálica utilizando a equação adiante. Inspeccionaram-se as amostras depois da imersão com um aumento de dimensões de 10 X, para averiguar a presença de picadas.

Apresentação dos Resultados: As taxas de corrosão (medidas em milímetros por ano, mpy) foram calculadas utilizando a equação que se segue: Taxa de Corrosão = (Perda de peso da amostra x 534)/(Densidade em g/cm3 x área em polegada2 x período de tempo em h) . 534 é a constante de corrosão. A Tabela 7 lista os resultados para os painéis em SS2205. A Tabela 8 lista os resultados para s painéis em Cl 018 . A concentração do Produto 1 foi de 5.000 ppm. A composição da salmoura sintética foi de NaCl = 5,3 g/L e CaCl2 = 0,44 g/L. Existiam dois painéis diferentes, um com uma largura de h" e outro com uma largura de 34". Para cada par de painéis, o primeiro era o painel com uma largura de e o segundo era o painel com uma largura de 3A". O painel mais largo apresentava uma área maior, diminuindo a taxa de corrosão.

Tabela 7

Tabela 8

Observações: A Tabela 7 resume os resultados do teste em SS2205. Ao fim de 7 dias de teste em Produto 1 tal e qual, ambas as amostras não apresentavam nem perda de peso mensurável, nem picadas.

Exemplo 4

Taxa de Polarização Linear 0 teste de bolhas da resistência à polarização linear padrão (LPR) é um teste de corrosão utilizado para se avaliar a reacção em tempo real das taxas de corrosão com adição de químicos. Ele também pode ser utilizado para avaliar as propriedades de distribuição de produtos químicos (isto é, a que velocidade e em que extensão, no sistema multifásico, os produtos químicos entram na fase aquosa em condições de estaqnação) aonde acontece reacção de corrosão. No que diz respeito às condições no campo, este teste estimula a áreas de perfil baixo, tais como pernas mortas e armadilhas aquosas, em que não existe ou há muito pouca agitação e o desempenho de um inibidor é determinado pela sua capacidade de se repartir pela fase aquosa.

As condições do teste são apresentadas na Tabela 9. Utilizou-se salmoura sintética (com 0,535 % de NaCl, 0, 0045 % de CaCl2.2H20, em peso), sem adição de fase oleosa. Os testes de células de bolha foram levados a cabo a 130°F (54°C). Saturou-se a salmoura com C02 e agitou-se a 100 rpm antes de se dosear o espumante. Avaliou-se o Produto 1 a uma dosagem de 5.000 ppm com base no volume total. Investigou-se a sua protecção do aço de carbono C1018. Purgou-se a célula com C02 durante 1 hora, e durante este período de tempo também se permitiu que a solução fosse aquecida até à temperatura pretendida de 130°F (54°C) . Depois de se obterem os dados de corrosão da linha de base durante três horas antes da injecção, injectaram-se nas células 5.000 ppm de Produto 1, com base no volume total. O teste decorreu durante um total de 12 horas após a injecção.

Tabela 9

Aquando da adição de 5.000 ppm de Produto 1, observou-se uma diminuição imediata da taxa de corrosão (Figura 5) . A taxa de corrosão da solução inibida permaneceu muito inferior ao longo do período de 16 horas após o doseamento com o produto químico, do que a da linha de base não inibida. Calculou-se a protecção contra a corrosão utilizando a seguinte equação: Protecção = 100 x (Taxa de corrosão não inibida - taxa de corrosão inibida)/(taxa de corrosão não inibida). A Tabela 9 resume as taxas de protecção da corrosão no teste de bolha e mostra que a taxa de protecção aumentava ao longo das 20 horas do período do teste. Os resultados do teste de bolha demonstraram claramente que o Produto 1 proporciona uma protecção contra a corrosão do aço de carbono.

Todas as composições e os métodos descritos e reivindicados neste documento podem ser levados a cabo sem experimentação indevida. atenta a presente descrição. Embora esta invenção possa ser concretizada sob muitas formas diferentes, descrevem-se em pormenor neste documento concretizações específicas preferidas da invenção. A descrição presente é uma exemplificação dos princípios da invenção e não se pretende que limite a invenção às concretizações específicas que se ilustram. Além disto, a não ser aonde se afirmar especificamente o contrário, a utilização do termo "um" ou "uma" pretende incluir "pelo menos um/uma" ou "um/uma ou mais". Por exemplo, "um dispositivo" retende incluir "pelo menos um dispositivo" ou "um ou mais dispositivos".

Lisboa, 3 de Agosto de 2016.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Um método de espumar um fluido, para recuperar gás de um poço de gás e para aumentar a produção de petróleo de um poço de petróleo elevado por gás penetrando uma formação subterrânea portadora de petróleo, incluindo este método: introduzir-se no fluido uma quantidade formadora de espuma de uma composição espumante que inclua pelo menos um composto selecionado de entre os seguintes: alquilbenzenossulfonato de X+; alquilnaftaleno sulfonato de X+; dissulfonato de óxido de alquildifenilo; dissulfonato de óxido de dialquildifenilo; alquilsulfato de X+; condensado de naftalenossulfonato com formaldeido; e as combinações de todos estes; em que o alquilo seja C6-C22; e em que cada composto ou combinação seja compatível com uma membrana de osmose inversa, em que X+ seja selecionado de entre: trietanolamina, dietanolamina, monoetanolamina, e as suas combinações.

2. 0 método da Reivindicação 1, incluindo adicionalmente um solvente.

3. 0 método da Reivindicação 2, em que o solvente seja seleccionado de entre o conjunto constituído por: água; xilenossulfonato; formato de potássio; metanol; e qualquer combinação de todos estes.

4. 0 método da Reivindicação 2, em que o solvente seja metanol.

5. 0 método da Reivindicação 1, incluindo também os casos em que a composição inclua um aditivo seleccionado de entre o conjunto constituído por: inibidor de corrosão, inibidor de descamagem, biocida, dispersante de parafina.

6. 0 método da Reivindicação 1, incluindo também a introdução no fluido de uma quantidade formadora de espumas da composição espumante pela extremidade inferior de um poço, a título de adição descontínua ou em contínuo.

7. 0 método da Reivindicação 1, em que o fluido seja petróleo ou condensado e água. Lisboa, 3 de Agosto de 2016.