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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO LEONARDO ALVES VIDAL ESTUDO SOBRE AS INCRUSTAÇÕES INORGÂNICAS NOS CAMPOS DE PETRÓLEO Niterói, RJ 2015

LEONARDO ALVES VIDAL - app.uff.brapp.uff.br/riuff/bitstream/1/865/1/Monografia Leonardo Vidal.pdf · obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Prof

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

LEONARDO ALVES VIDAL

ESTUDO SOBRE AS INCRUSTAÇÕES INORGÂNICAS NOS CAMPOS DE

PETRÓLEO

Niterói, RJ

2015

LEONARDO ALVES VIDAL

ESTUDO SOBRE AS INCRUSTAÇÕES INORGÂNICAS NOS CAMPOS DE

PETRÓLEO

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Orientador:

Prof. Dr. João Queiroz

Niterói, RJ

2015

Ficha Catalográfica elaborada pela Biblioteca da Escola de Engenharia e Instituto de Computação da UFF

V648 Vidal, Leonardo Alves

Estudo sobre as incrustações inorgânicas nos campos de petróleo /

Leonardo Alves Vidal. – Niterói, RJ : [s.n.], 2015.

63 f.

Trabalho (Conclusão de Curso) – Departamento de Engenharia

Química e de Petróleo – Universidade Federal Fluminense, 2015.

Orientador: João Crisósthomo de Queiroz Neto.

1. Campo de petróleo. 2. Incrustação. 3. Estrutura offshore. I.

Título.

CDD 665.5

LEONARDO ALVES VIDAL

ESTUDO SOBRE AS INCRUSTAÇÕES INORGÂNICAS NOS CAMPOS DE

PETRÓLEO

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Aprovada em: 23/10/2015

BANCA EXAMINADORA

_____________________________________________ Prof. João Crisósthomo de Queiroz Neto- UFF

Orientador

_____________________________________________ Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco – UFF

_____________________________________________ Prof. Dr. Arturo Rodrigo Ferreira Pardo - UFF

Niterói, RJ

2015

AGRADECIMENTOS

À UFF por ter me proporcionado toda a estrutura e professores que

puderam me capacitar não só no nível profissional como no nível pessoal.

À minha coorientadora Roberta Oliveira que dedicou seu tempo para

me ensinar os conceitos e análises necessárias para realização deste trabalho.

Aos meus amigos que me suportaram por todo esse tempo de curso,

contribuindo muito para minha caminhada até o término da graduação.

Ao meu orientador Professor João Queiroz que me deu todo o

suporte para a realização deste trabalho.

“A persistência é o menor caminho do êxito.” (Charles Chaplin)

RESUMO

A formação de depósitos de sais inorgânicos, conhecidos na indústria como

incrustação ou scale é um dos problemas mais importantes e sérios na garantia

de escoamento que geralmente envolve os sistemas de injeção de água.

Algumas vezes a incrustação limita ou bloqueia a produção de óleo ao obstruir

a matriz da rocha, fraturas ou canhoneados. A incrustação pode ser depositada

também em diversos equipamentos e facilidades de produção e injeção de

água.

Os tipos de incrustação mais comuns são os sulfatos de bário e estrôncio e

os carbonatos de cálcio e magnésio. Enquanto os sulfatos são precipitados

devido à mistura de água do mar, rica em sulfato, com a água conata, rica em

íons de bário e estrôncio, os carbonatos são precipitados devido à mudança na

saturação, que é muito sensível a mudanças na temperatura, pressão e pH.

O objetivo deste trabalho é reunir as informações encontradas na literatura

sobre as incrustações inorgânicas, através da realização de uma revisão

bibliográfica que contém um breve resumo do tema, a abordagem do problema,

os métodos de mitigação. Além de um estudo de caso de indicação de dois

inibidores de incrustação em um campo com nome não revelado..

Palavras-chave: Incrustação, Inibidor, Depósitos Inorgânicos, Modelagem,

Compatibilidade

ABSTRACT

The formation of inorganic salt deposits, known as scale in oil industry, is one of

the most serious and important flow assurance problems which injection

systems are generally engaged in. Scale sometimes limits or blocks oil

production by plugging the formation matrix, fractures or perforated intervals.

Scale also deposits in several production and water injection equipments and

facilities.

The most common types of scale are barium and strontium sulfates, and

calcium and magnesium carbonates. While sulfate scale precipitated due to a

mixture of water from the sea, rich in sulfate, and brine rich in barium and

strontium ions; carbonates are precipitated due to changes in saturation, which

is very sensitive to changes in temperature, pressure and pH.

The objective of this study is to gather the information found in the literature on

the inorganic scale, by conducting a literature review that contains a summary

of the topic, the approach to the problem, the mitigation methods. In addition to

a case study of appointment of two scale inhibitors.

Key words: Scale, Inhibitor, Inorganic Deposits, Modeling, Compatibility

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 – Incrustação por sulfato de bário (BaSO4) na coluna de produção.

(FONTE: Ressel, Fábio , Incrustações por Sulfatos, 2013) ................ 8

Figura 2 - Estruturas poliméricas ......................................................................... 22

Figura 3 – Representação de uma molécula de quelante ................................... 25

Figura 4 – Fluxograma com as etapas desenvolvidas no estudo de caso .......... 27

Figura 5 – Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Betta” em

03/07/2014 ........................................................................................ 30

Figura 6 – Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Betta” em

01/08/2014 ........................................................................................ 31

Figura 7 - Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Betta” em

17/08/2014 ........................................................................................ 31

Figura 8 - Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Betta” em

01/10/2014 ........................................................................................ 32

Figura 9 - Gráfico SI versus temperatura–“Lambari” em 01/10/14 ...................... 33

Figura 10 - Potencial de incrustação das amostras coletadas do poço

“Lambari” ........................................................................................... 34

Figura 11 - Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Peixe-espada”

em 26/12/2014................................................................................... 35

Figura 12 - Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Peixe-espada”

em 26/12/2014................................................................................... 36

Figura 13 - Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Peixe-espada”

em 26/12/2014................................................................................... 37

Figura 14 - Potencial de incrustação das amostras coletadas do poço

“Peixe-espada” ................................................................................... 37

Figura 15 - Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura- “Carpa” em

25/11/2005 ........................................................................................ 38

Figura 16 - Potencial de incrustação das amostras coletadas do poço “Carpa” .. 38

Figura 17 - Compatibilidade do “ScaleInhib1” com a salmoura de “Peixe-

espada”.– sem íons incrustantes ....................................................... 40

Figura 18 - Compatibilidade do “ScaleInhib1” com a salmoura de “Peixe-

espada”.– sem íons incrustantes ....................................................... 41

Figura 19 - Compatibilidade do “ScaleInhib2” com a salmoura de “Peixe-

espada”.– sem íons incrustantes ....................................................... 42

Figura 20 - Compatibilidade do “ScaleInhib2” com a salmoura de “Peixe-

espada”– sem íons incrustantes ........................................................ 42

Figura 21 - Desenho esquemático do equipamento PMAC para avaliação

dinâmica ............................................................................................ 43

Figura 22 - Teste de Eficiência Dinâmica da salmoura não inibida – Topside .... 44

Figura 23 - Teste de Eficiência Dinâmica com o Inibidor de Incrustação

“ScaleInhib1” para o cenário topside ................................................. 44

Figura 24 - Confirmação da MED de 10 ppm para o Inibidor de Incrustação

“ScaleInhib1” para o cenário topside ................................................. 45

Figura 25 - Teste de Eficiência Dinâmica da salmoura não inibida – Subsea ..... 45

Figura 26 - Confirmação da MED de 10 ppm para o Inibidor de Incrustação

“ScaleInhib2” para o cenário subsea ................................................. 46

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Espécies diferentes de incrustação .................................................... 6

Tabela 2 - Constituintes de uma análise da água ............................................... 12

Tabela..3 - Risco de incrustação .......................................................................... 19

Tabela..4 – Cenário do campo “Tetra Negro ........................................................ 28

Tabela..5 - Interpretação do índice de saturação ................................................. 29

Tabela..6 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta” em 03/07/14. 29

Tabela 7 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta”em 01/08/14.. 30

Tabela 8 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta” em 17/08/14. 31

Tabela 9 - Índice de saturação e massa de precipitado de PPT-37 em 01/10/14 ................................................................................................................... 32

Tabela 10 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Lambari” em

1/10/2014 .......................................................................................... 33

Tabela 11 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Peixe-espada” em

26/12/14 ............................................................................................ 34

Tabela 12 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Peixe-espada” em

26/12/14 ............................................................................................ 35

Tabela 13 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Peixe-espada” em 26/12/2014 ........................................................................................ 36

Tabela 14 - Índice de saturação e massa de precipitado de “Carpa” em 25/11/2005 ......................................................................................... 39

Tabela 15 - Matriz de compatibilidade da empresa “PetroSudeste” ..................... 40

Tabela 16 - Classificação segundo matriz interna da empresa, da compatibilidade do produto “ScaleInhib1” com a salmoura do poço “Peixe-espada”. ................................................................................. 40

Tabela 17 - Classificação segundo matriz interna da empresa, da Compatibilidade do produto “ScaleInhib2” com a salmoura do poço “Peixe-espada”. ................................................................................. 41

SUMÁRIO

1. Introdução ............................................................................................... 1

2. Incrustações Inorgânicas ........................................................................ 3

2.1 Condições para formação de incrustações inorgânicas.......................... 4

2.1.1 Carbonato de cálcio (CaCO3) ................................................................. 6

2.1.2 Sulfato de bário (BaSO4) ........................................................................ 7

2.1.3 Sulfato de cálcio (CaSO4) ....................................................................... 8

2.1.4 Sulfato de estrôncio (SrSO4) ................................................................... 9

3. Gerenciamento de Incrustações ............................................................. 10

3.1 Análise de Componentes ........................................................................ 11

3.1.1 Análise de Gases .................................................................................... 11

3.1.2 Avaliação Química da Água .................................................................... 11

3.1.2.1 Sódio (Na) .............................................................................................. 12

3.1.2.2 Cálcio (Ca) ............................................................................................. 12

3.1.2.3 Magnésio (Mg) ....................................................................................... 13

3.1.2.4 Bário (Ba) .............................................................................................. 13

3.1.2.5 Estrôncio (Sr) ......................................................................................... 13

3.1.2.6 Ferro (Fe) ............................................................................................... 14

3.1.2.7 Cloretos (Cl) ........................................................................................... 14

3.1.2.8 Bicarbonato (HCO3 ) ............................................................................... 14

3.1.2.9 Carbonato (CO3 ) .................................................................................... 14

3.1.2.10 Sulfatos (SO4 ) ....................................................................................... 15

3.1.2.11 PH .......................................................................................................... 15

3.1.2.12 Sulfeto de hidrogênio (H2S) .................................................................... 15

3.1.2.13 Dióxido de carbono (CO2 ) .................................................................... 16

3.1.2.14.Oxigênio ................................................................................................. 16

3.1.2.15 Temperatura ........................................................................................... 16

3.1.2.22 Pressão .................................................................................................. 17

4. Modelagem Termodinâmica ................................................................... 18

5. ...Tipos de Inibidores.................................................................................. 20

6. Remediação Mecânica e Remediação Química ..................................... 23

6.1 Remediação Mecânica ............................................................................ 23

6.1.1 Milling ...................................................................................................... 23

6.1.2 ImpactHammerRemoval .......................................................................... 24

6.1.3 JettingFluid .............................................................................................. 24

6.2 Remediação Química .............................................................................. 24

7. Estudo de caso– produto “SCALEINHIB1” e produto

“SCALEINHIB2” ...................................................................................... 26

7.1 Modelagem e avaliação do potencial de incrustação ............................. 27

7.2 Avaliação de compatibilidade com a água de formação.......................... 39

7.3 Teste de Eficiência Dinâmica .................................................................. 42

7.4 Resultados .............................................................................................. 46

8. Conclusão ................................................................................................ 48

9. Referências Bibliográficas ....................................................................... 50

1

1 Introdução

Em campos offshore, cujo mecanismo de recuperação secundária mais

utilizado é a injeção de água para a manutenção da pressão do reservatório acima

da pressão de bolha, a compreensão do problema da deposição de sais inorgânicos

a partir da água produzida é crucial para a redução de custos com perdas de

produção.( Arai, Ary, Duarte, Leandro Rocha. “Estudo da Formação de Incrustações

Carbonáticas)

A incrustação é um depósito duro formado a partir de componentes

materiais inorgânicos encontrados em águas produzidas na indústria de petróleo e

gás. Estes componentes irão precipitar de forma sólida e pode aderir ao metal das

superfícies metálicas que constituem as instalações de petróleo e gás. Como

resultado, a incrustação pode causar grandes problemas para um sistema.

Durante os últimos cinquenta anos, a inibição das possíveis incrustações

passou de uma arte para uma ciência. A indústria enfrenta muitos desafios, devido à

necessidade de poupar água, a disponibilidade de apenas água de baixa qualidade,

aumentando os regulamentos ambientais da descarga de água, e preocupação com

a segurança humana quando se utiliza ácido. O desenvolvimento de inibidores de

incrustação requer uma compreensão do mecanismo de crescimento dos cristais e a

sua inibição.

Entre os três maiores contribuintes para a formação de incrustações:

a) a mistura de águas incompatíveis (água de formação com água de injeção);

b) alterações das condições físicas (mudanças na temperatura e pressões

durante o escoamento do fluido pela formação e através do sistema de

produção);

c) alterações no equilíbrio químico (aumento do pH através da perda de CO2).

Este trabalho tem como objetivo fazer uma revisão bibliográfica sobre o

problema de incrustação em campos offshore, realizando uma abordagem sobre o

tema incrustações, passando pela análise de água produzida e íons incrustantes, as

condições do processo e uma passagem sobre a modelagem termodinâmica. Tendo

2

isso concluído, será feito um estudo tipos de inibidores e seus testes de seleção,

com posterior estudo de caso com a seleção de dois inibidores de incrustação

comerciais para aplicação em um campo de petróleo que se encontra em produção.

3

2 Incrustações Inorgânicas

Incrustações podem ser entendidas como sais de baixa solubilidade em

água, que, quando precipitam, podem aglomerar-se em diferentes pontos do sistema

de produção, causando perda parcial e até mesmo total da vazão de produção,

acarretando em prejuízo pela inoperância do poço e custos operacionais extras de

intervenção e limpeza. ( Ressel, Fábio , Incrustações por Sulfatos).

As incrustações podem ocorrer na formação, no canhoneado, no anular

de telas de contenção de areia (gravel pack), na tubulação de produção. Nos

equipamentos de sub-superfície(válvulas, bombas), de superfície (vasos

separadores, tanques, bombas, etc.) e sistemas de reinjeção de água.

A grande incidência de incrustações encontradas nos campos produtores

de óleo se deve a precipitação direta na água que é produzida naturalmente nas

rochas-reservatório, ou como um resultado da água produzida que se torna saturada

com componentes incrustantes que se encontram poço abaixo.

Sempre que um poço de petróleo ou gás produz água e ela é utilizada

como água de injeção para melhorar a recuperação do poço, existe a possibilidade

da incrustação ocorrer. Em alguns campos, tais como no Mar do Norte e no Canadá,

que são propensos à incrustação, isto é reconhecido como um dos principais

problemas na produção de hidrocarbonetos.

A incrustação pode se desenvolver nos poros de formação próximos do

poço produtor , reduzindo a porosidade e a permeabilidade da formação e com isso

bloquear o fluxo por entupimento ou pela formação de uma espessa camada

incrustante no interior da tubulação de produção.

O tratamento das incrustações custa a indústria de óleo e gás centenas

de milhões de dólares ao ano devido às perdas de produção.

4

2.1 Condições para formação de incrustações inorgânicas

Antes do poço ser perfurado e completado, o fluido nele existente está em

equilíbrio naquele ambiente. Porém quando o poço começa a produzir esse

equilíbrio é perturbado, visto que as condições em que o fluido se encontra já não

são mais as mesmas iniciais e, com isso, algumas frações do óleo podem começar a

se precipitar e posteriormente se depositar, gerando incrustações.

Admite-se que para ocorrer a cristalização de um composto presente na

água, algumas condições devem ocorrer simultaneamente:

a) supersaturação;

b) nucleação;

c) tempo de contato adequado para o crescimento de cristais.

Uma solução é dita saturada se está em equilíbrio com os compostos

dissolvidos. Quando uma solução contém concentrações mais elevadas de

compostos dissolvidos que a concentração de equilíbrio, ocorre supersaturação.

Algumas razões que podem causar supersaturação são:

a) as alterações de temperatura;

b) mudanças no pH (elevação do pH da água gasosa contendo íon ferro que irá

desestabilizar o carbonato de cálcio e o óxido de ferro);

c) as alterações na pressão que reduz o CO2, produzindo a desestabilização do

carbonato de cálcio, que forma a incrustação;

d) agitação.

A nucleação é definida como a formação inicial de uma precipitação. Há

dois possíveis mecanismos de nucleação:

a) nucleação homogênea: este mecanismo não necessita a presença de

substância estranha. Muito improvável na produção de petróleo e gás, onde

ambientes livres de substâncias de nucleação são muito raros;

b) nucleação heterogênea: este processo requer uma substância estranha - que

pode ser:

- produtos de corrosão;

- os pontos de solda / estresse sobre superfícies metálicas;

- pontos de corrosão em superfícies metálicas;

5

- arranhões em superfícies de metal;

- sólidos em suspensão.

A nucleação é a etapa em que as moléculas do soluto dispersas no

solvente começam a se juntar em grupos, em escala manométrica. Esses grupos

constituem o núcleo e se tornam estáveis a partir de certo tamanho crítico, que

depende das condições de operação (temperatura, supersaturação, irregularidades,

entre outros). Se um determinado grupo não atinge a estabilidade necessária ele se

dissolve. É no estágio de nucleação que os átomos se arranjam de uma forma

definida e periódica que define a estrutura do cristal. (Neto, José Bezerra de

Almeida, Estudo da Formação de Depósitos Inorgânicos em Campos Petrolíferos).

Mesmo que ocorra a nucleação possa ocorrer num sistema

supersaturado, pode ser que não haja a formação de incrustações. Existem dois

aspectos discutidos abaixo que influenciam os núcleos do cristal.

a) tempo de contato: para a incrustação se formar após a solução tornar-se

supersaturada e nucleação ter acontecido, tem que haver contato sufuciente

entre a solução supersaturada e os locais de nucleação sobre as superfícies

de metal. O tempo necessário de contato depende do grau de

supersaturação, tipo de mineral, temperatura, pressão e agitação;

b) crescimento do cristal: as variáveis que acabamos de mencionar possuem

grande influência sobre crescimento do cristal, mas acredita-se que esse

crescimento ocorre em determinados locais "sites" na superfície do cristal.

Nesses sites, observa-se que:

- a taxa de precipitação numa solução que forma de incrustação

vai depender da forma do cristal que o sólido adotar;

- depósitos calcários mudam com o tempo resultado da contínua

dissolução e reciprocidade o que provoca depósitos de calcário,

tornando-se mais difícil o seu depósito com o tempo;

- sob certas condições, a precipitação pode ocorrer mas pouco ou

nenhum depósito é formado, o que vai depender da cinética ou

das características morfológicas dos cristais.

A tabela 1 mostra as incrustações encontradas nas atividades da indústria

do petróleo. E, na próxima secção, serão descritas as incrustações mais frequentes

nesse conjunto (tabela 1)

6

Tabela 1:Espécies diferentes de incrustação

2.1.1 Carbonato de cálcio (CaCO3)

Incrustações de carbonato de cálcio são as mais comuns encontradas em

sistemas de petróleo e gás. O carbonato de cálcio é resultado da combinação de

íons cálcio com íons bicarbonato. O equilíbrio químico dessa reação é descrito por

estas duas equações:

𝐶𝑎2+ + 𝐶𝑂32− = 𝐶𝑎𝐶𝑂3 (1)

𝐶𝑎2+ + 2𝐻𝐶𝑂3− = 𝐶𝑎𝐶𝑂3 + 𝐶𝑂2 + 𝐻2𝑂 (2)

Além disso, as incrustações de carbonato de cálcio podem ser afetadas

pela presença de CO2, temperatura e sais dissolvidos:

a) CO2: o teor de dióxido de carbono aumenta a solubilidade de CaCO3 em meio

aquoso. A solubilidade de CO2 na água é proporcional à pressão parcial de

CO2 presente no gás sobre a água. Deste modo, a medida que a pressão do

sistema ou a percentagem de CO2 no gás aumenta, a quantidade de CO2 em

solução também aumenta. Por outro lado, mudança no sentido da reação leva

a formação CaCO3. Por exemplo, quando a pressão cai, a pressão parcial de

CO2 diminui e o CO2 sai da solução, fazendo com que o pH da solução eleve;

Incrustações comuns Incrustações menos comuns

CaCo3 ZnS

BaSO4 PbS

CaSO42H20 CaF2

FeCO3 SiO2

FeS

NaCl

CaSO4

SrSO4

7

b) temperatura: CaCO3 tem o comportamento da solubilidade inversamente

proporcional à temperatura. Assim sendo, o CaCO3 torna-se menos solúvel

com o aumento da temperatura;

c) sais dissolvidos: CaCO3 aumenta em solubilidade como o nível de sais

dissolvidos aumenta.

Portanto, o potencial de incrustação do CaCO3 aumenta quando:

a) ocorre aumento da temperatura;

b) ocorre aumento do pH;

c) a pressão parcial de CO2 diminui;

d) Ocorre o aumento de sólidos dissolvidos

Além disso, o CaCO3 pode ser removido nos sistemas de produção.

Assim, o CaCO3 pode ser dissolvido por meio da aplicação de soluções de inibidores

de ácidos, o mais utilizado é o HCl.

2.1.2 Sulfato de bário (BaSO4)

A mistura de duas ou mais águas incompatíveis é geralmente a causa da

incrustação de sulfato de Bário (BaSO4). A ocorrência mais comum é quando água

contendo sulfato de bário é combinada com água contendo bário:

𝐵𝑎++ + 𝑆𝑂4 → 𝐵𝑎𝑆𝑂4 (3)

O BaSO4 é menos solúvel do que os outros tipos de incrustações. Por

causa disso, a remoção química de BaSO4 é extremamente difícil e dispendiosa.

Muitas vezes, o BaSO4 deposita junto com outras incrustações, por exemplo o

carbonato de cálcio (CaCO3) . Quando isto ocorre, o ácido vai dissolver o CaCO3 e

enfraquece a matriz, o que permite que a remoção mecânica de BaSO4 . Além disso,

a solubilidade de BaSO4 pode ser afetada pela:

a) temperatura: a solubilidade do BaSO4 aumenta com a temperatura;

b) sais dissolvidos: a solubilidade de BaSO4 aumenta em presença de sais

dissolvidos e a combinação do aumento da temperatura e da concentração de

sais contribui significativamente para melhorar a solubilidade;

c) incrustação radioativa: É comum que o elemento químico Rádio (Rd) esteja

presente em muito baixas concentrações nas águas de campos petrolíferos.

8

Assim, o Radio pode co-precipitar como sulfato de Rádio, junto com o sulfato

de Bário para gerar incrustações radioativas. Este tipo de incrustação é

referida como NORM ou LSA e pode ser muito perigosa caso alguém seja

exposto. O Radio decai e formando outros elementos radioativos. Incrustação

do tipo LSA deve ser tratada de acordo com as normas de segurança.

Figura 1: Incrustação por sulfato de bário (BaSO4) na coluna de produção. (FONTE: Ressel, Fábio ,

Incrustações por Sulfatos, 2013)

2.1.3 Sulfato de cálcio (CaSO4)

A reação de formação do sulfato de cálcio é:

𝐶𝑎2+ + 𝑆𝑂4 → 𝐶𝑎𝑆𝑂4 (4)

Sob baixas temperaturas, o sulfato de cálcio forma gesso (CaSO42H20) e

anidrita (CaSO4 ) à temperaturas elevadas, e a 50 ° C a temperatura ocorre a

separação dessas substâncias.

A formação de incrustações de sulfato de cálcio é afetada pela:

a) temperatura: solubilidade do gesso aumenta até 38ºC, e depois diminui com o

aumento de temperatura;

9

b) sais dissolvidos: outros íons além do que Ca++ e o SO4. Sais dissolvidos

aumentam a solubilidade do gesso e da anidrita até a concentração de sal de

cerca de 15%. Acima dessa concentração, sais dissolvidos causarão a

diminuição na solubilidade do CaSO4;

c) pressão: diminuições na pressão causam diminuição na solubilidade do

CaSO4, exarcebando a precipitação de CaCO3.

2.1.4 Sulfato de estrôncio (SrSO4)

Os íons de estrôncio são normalmente encontrados junto com o do bário

nas águas de formação. A consequência disso é a formação de incrustações do

sulfato de estrôncio. Muitas vezes esta incrustação pode vir associada com a

incrustação do sulfato de Bário. A reação de sulfato de estrôncio é definida como:

𝑆𝑟2+ + 𝑆𝑂4 → 𝑆𝑟𝑆𝑂4 (5)

O sulfato de estrôncio (SrSO4) apresenta características semelhantes a do

BaSO4, mas é significativamente mais solúvel em água. Os agentes que afetam a

formação de incrustações de sulfato de estrôncio são:

a) A temperatura máxima para a solubilidade do SrSO4 em água é 40ºC. Acima

desta temperatura, a solubilidade do SrSO4 diminui;

b) Os sais dissolvidos: as solubilidades do BaSO4 e do SrSO4 apresentam

comportamentos parecidos na presença de outros sais, e a solubilidade

aumenta na presença de outros sais minerais.

10

3 Gerenciamento de Incrustações

Previsão da incrustação é um serviço valioso e envolve a avaliação inicial

dos riscos que a incrustação representa nos novos campos que estão sendo

desenvolvidos, além da previsão do risco para um campo maduro.

A mistura de salmouras incompatíveis induz à incrustação por sulfatos.

Incrustações podem ser definidas como compostos químicos de natureza

inorgânica, podendo ser solúveis ou insolúveis, e que precipitam, acumulando na

formação, canhoneados, telas de gravel pack, poço e equipamentos de superfície

(MARQUES et al., 2001). A água da formação e a água de injeção, quando

submetidas a condições termodinâmicas adequadas, reagem entre si fazendo com

que sejam depositados compostos insolúveis tais como o sulfato de bário, de

estrôncio e de cálcio. Dentre esses compostos, o sulfato de bário é o de mais difícil

remoção por ser o mais insolúvel. Além disso, a precipitação destas incrustações

pode vir associada com a presença de íons de rádio que irão coprecipitar como bário

e estrôncio e gerar resíduos radioativos cuja remoção e descarte são perigosos e

dispendiosos.

Se a água de injeção ou até mesmo de um aquífero é utilizada para

manter a pressão do reservatório acima do ponto de bolha, a mistura de salmouras

incompatíveis pode levar à formação de incrustação por sulfatos. A água de

formação ( rica em cátions divalentes da família dos metais alcalinos terrosos, tais

como Ba2+, Sr2+ e Ca2+) e água de injeção (rica em íons sulfatos, SO42- ), quando

submetidas a condições termodinâmicas adequadas, faz com que sejam

depositados compostos insolúveis tais como BaSO4 (sulfato de bário ou barita),

SrSO4 (sulfato de estrôncio ou celestita) e CaSO4 (sulfato de cálcio ou anidrita).

Dentre estes compostos, o sulfato de bário é o mais problemático por ser o de

menor solubilidade e o de mais difícil remoção.

11

3.1 Análise de Componentes

Essa análise é importante na determinação da presença de íons

incrustantes, tais como Ca2+, Ba2+, Sr2+, HCO3 - e SO4

2-. Além disso, certos ânions e

cátions tais como Cl- , Na+, K+ , Mg2+ e Fe2+/3+, devem ser identificados. Um

laboratório analítico competente pode determinar as concentrações destes. Assim, a

espectrometria de plasma indutivamente acoplada (ICP) pode ser usado para

determinar os cátions, enquanto HCO3-e SO42- podem ser identificados por meio da

cromatografia.

Os principais componentes utilizados na determinação do potencial de

formação da incrustação são discutidos a seguir.

3.1.1 Análise de Gases

A pressão parcial de CO2 no ponto de equilíbrio pode resultar na

formação de CaCO3. O conhecimento exato das frações em CO2 é também muito

importante.

3.1.2 Avaliação Química da Água

A análise da água de injeção deve ser revista por um perito. Muitas vezes,

as amostras de água podem estar contaminadas antes dos testes serem executados

e que pode levar a resultados errados.

A informação obtida a partir de uma análise de água de injeção é usada

para prever a potencial de deposição de incrustações. Usando as análises de água e

cálculos de previsão de incrustação, torna-se possível prever o tipo e a quantidade

de incrustação que vai ser depositado sob condições específicas.

12

Tabela 2:Constituintes de uma Análise da Água:

A seguir, faremos uma análise de cada constituinte da salmoura.

3.1.2.1 Sódio (Na)

O sódio é utilizado na determinação do total de sólidos dissolvidos e da

força iónica, usados para dimensionar cálculos de tendência de incrustação. Sódio

pode formar cloreto de sódio (NaCl) que pode precipitar como uma incrustação de

sal.

3.1.2.2 Cálcio (Ca)

O teor de cálcio é utilizado para calcular a tendência de incrustação pelo

carbonato de cálcio e/ou sulfato de cálcio, esse teor de cálcio em águas de campos

petrolíferos pode variar de algumas centenas miligramas / litro (mg / L) até 50000 mg

/ L. O ion Cálcio pode combinar com bicarbonatos, carbonatos e sulfatos para formar

Cálcio Bicarbonato H2S Temperatura

Magnésio Sulfatos CO2 Pressão

Bário Cloretos O2 pH

Estrôncio

Ferro

Sódio

Potássio

Cátions Ânions Gases de campo Outras Informações

13

incrustações de carbonato de cálcio e sulfato de cálcio, daí a importância da sua

determinação na análise da água.

3.1.2.3 Magnésio (Mg)

O teor de magnésio é usado para calcular as tendências de incrustação

para sulfato de cálcio.

3.1.2.4 Bário (Ba)

Bário pode reagir com sulfatos para formar a incrustação sulfato de bário.

Uma concentração muito pequena de bário pode causar problemas de incrustações

pelo sulfato de bário, porque sulfato de bário não é solúvel na maioria dos produtos

químicos de dissolução de incrustações no campo petrolífero. O teor de bário é

usado para calcular a tendência de formação de sulfato de bário e pode variar desde

muito baixo (1-10 mg / L) para 1.000-2.000 mg / L.

3.1.2.5 Estrôncio (Sr)

O estrôncio é muito semelhante ao bário nas suas propriedades químicas,

e a incrustação de sulfato de estrôncio não é solúvel na maioria dos produtos

químicos de dissolução de incrustações nos campos petrolíferos. O teor de estrôncio

é utilizado para calcular tendência de incrustação de Estrôncio.

14

3.1.2.6 Ferro (Fe)

O teor de ferro da água pode ser usado como uma ferramenta para

monitorar a corrosão em algumas situações. O ferro pode ser presente como ferro

férrico (Fe +++ ) ou ferro ferroso (Fe ++ ). Os compostos de ferro

precipitados.podem ser a principal causa da formação de entupimentos. O ferro na

água produzida pode interferir com o inibidor de incrustação e reduzir

significativamente o efeito do mesmo.

3.1.2.7 Cloretos (Cl)

O cloreto é uma medida da salinidade (teor em sal) nas águas. Ele é um

fator importante no cálculo de tendências de incrustação para todos os campos de

petróleo e também para determinar a origem da água de formação do campo.

3.1.2.8 Bicarbonato (HCO3 )

O bicarbonato é muito importante para determinar as tendências de

incrustação para o carbonato de cálcio. Bicarbonatos são instáveis; por conseguinte,

a análise deve ser executada no campo para se obter informações precisas para

calcular a tendência de incrustação. Bicarbonatos podem variar de 0 a 10.000 mg / l.

3.1.2.9 Carbonato (CO3 )

Os carbonatos são raramente presentes em águas produzidos porque

existem apenas quando o pH é acima de 8,3.

15

3.1.2.10 Sulfatos (SO4 )

A concentração de sulfato é usada para calcular o dimensionamento das

tendências de incrustação para o sulfato de cálcio, sulfato de bário e sulfato de

estrôncio. Sulfatos também são uma fonte de alimento para as bactérias redutoras

de sulfato.

3.1.2.11 PH

O pH é muito importante para determinar a tendência de incrustação do

carbonato de cálcio e a corrosividade da água. O pH das águas do campo petrolífero

é instável; portanto, a análise deve ser realizada no campo para obter tendências de

incrustação precisas e exatas para fazer predicações sobre a agressividade da

água.

Águas de campos petrolíferos tipicamente têm pH entre cerca de 5,0 a

8.0.

Como já foi explicitado anteriormente, o aumento do pH acarreta no

aumento do potencial de incrustação do CaCO3.

3.1.2.12 Sulfeto de hidrogênio (H2S)

O sulfeto de hidrogênio é um gás perigoso que ocorre em algumas águas

do campo petrolífero. Ele geralmente é usado para avaliar os potenciais problemas

de corrosão. O H2S também é instável e tem de ser medido em campo para se obter

uma análise exata. A concentração de sulfeto de hidrogénio dissolvido na água de

formação pode variar entre 0 mg / L a 1.200 mg / L.

16

3.1.2.13 Dióxido de carbono (CO2 )

O dióxido de carbono é um gás que pode ser dissolvido em águas de

formação de campos petrolíferos através da reação com a água; portanto, a análise

deve ser realizada no campo para obter resultados precisos. O dióxido de carbono é

muito importante no cálculo de tendência de incrustação do carbonato de cálcio. O

dióxido de carbono é frequentemente referido como um gás ácido, o que significa

que o dióxido de carbono podem afetar o pH da água. Dióxido de carbono dissolvido

na água de formação pode variar de 0 a 2000 mg / L.

A análise do dióxido de carbono na fase gasosa de um sistema, também

pode ser útil no cálculo da tendência de incrustação.

3.1.2.14 Oxigênio

O Oxigénio dissolvido contribui significativamente para os problemas de

corrosão, contribuindo para as reações de corrosão e acelerando a corrosão por H2S

e CO2. O Oxigênio vai reagir com o ferro dissolvido para formar incrustações de

óxido de ferro insolúveis. Oxigênio facilita o crescimento de bactérias aeróbicas.

3.1.2.15 Temperatura

A temperatura é utilizada nos cálculos de tendência de incrustação. A

temperatura irá afetar as tendências para todas as incrustações do campo

petrolífero. A temperatura tem um efeito muito pronunciado em carbonato de cálcio.

Geralmente, aumenta de temperatura resulta num aumento da incrustação.

17

3.1.2.16 Pressão

A pressão é um fator importante no dimensionamento da tendência de

incrustação no carbonato de cálcio. Diminuição da pressão, afeta muito o carbonato

de cálcio. Diminuição da pressão normalmente significa uma diminuição

correspondente na solubilidade dos gases ácidos H2S e CO2 em água, o que resulta

num aumento do pH.

18

4 Modelagem Termodinâmica

Processo de fundamental importância para a previsão de incrustação no

sistema e produção. A modelagem é realizada por simulação computacional que tem

como objetivo prever a tendência de formação (índice de saturação), bem como a

quantidade (massa de precipitado) que poderá ser formada de um composto sólido,

a partir de seus constituintes presentes na fase aquosa.

Os principais softwares são o Okscale, Solmineq, GWB, Multiscale e o

Scale Soft Pitzer. Este software atua de forma que, durante a produção de

hidrocarbonetos, o mesmo atuará no fornecimento das informações sobre a

incrustação através da modelagem da água de formação e/ou água de formação e

misturas da água de injeção, e as mudanças físicas na mistura e do ambiente que

os fluidos vão ser submetidos. De toda forma, tal modelo atua predizendo o pior

cenário, assumindo que todas as informações proporcionadas pela modelagem

estão corretas.

Um bom exemplo de como o programa atua está nos dados que serão

relatados abaixo, os quais destacam-se o índice de saturação e a massa potencial

de incrustação que pode ser formada em diferentes pressões e temperaturas. O

índice de saturação para o Carbonato de Cálcio e para o Sulfato de Bário são

definidos como:

𝑆𝐼(𝐵𝑎𝑆𝑂4) = 𝐿𝑜𝑔 {[𝐵𝑎2+][𝑆𝑂4

2−]

𝐾𝑠𝑝𝐵𝑎𝑆𝑂4(𝑇,𝑃)

} 𝑆𝐼(𝐶𝑎𝐶𝑂3) = 𝐿𝑜𝑔 {[𝐶𝑎2+][𝐶𝑂3

2−]

𝐾𝑠𝑝𝐶𝑎𝐶𝑂3(𝑇,𝑃)

} (6)

[𝐶𝑂32−] = 𝑓(𝑝𝐻, 𝑃𝐶𝑂2

, 𝑒𝑡𝑐) (7)

Assim, são definidos os seguintes parâmetros:

𝑆𝐼 > 0 ∶ 𝐴 𝑠𝑎𝑙𝑚𝑜𝑢𝑟𝑎 é 𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟 − 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑎, 𝑝𝑜𝑑𝑒 𝑜𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑟 𝑎 𝑑𝑒𝑝𝑜𝑠𝑖çã𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑢𝑠𝑡𝑎çã𝑜

𝑆𝐼 = 0 ∶ 𝐴 𝑠𝑎𝑙𝑚𝑜𝑢𝑟𝑎 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑠𝑡á 𝑒𝑚 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑙í𝑏𝑟𝑖𝑜

𝑆𝐼 < 0: 𝐴 𝑠𝑎𝑙𝑚𝑜𝑢𝑟𝑎 é 𝑠𝑢𝑏 − 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑑𝑎, 𝑎 𝑑𝑒𝑝𝑜𝑠𝑖çã𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑖𝑠 𝑛ã𝑜 𝑜𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒

A tabela abaixo mostra os parâmetros usados para a modelagem.

Modelos utilizam parâmetros termodinâmicos para avaliar o nível de super-saturação

da água produzida. No campo, no entanto, a precipitação pode não ocorrer as

incrustações observadas pelo software. Isto é devido ao efeito de cinética química e

19

dinâmica dos fluidos sobre a deposição de sólidos. Em uma tentativa de levar em

conta esses efeitos, a indústria desenvolveu diretrizes que estabelecem limites para

o "risco de incrustação":

Tabela 3:Risco de Incrustação

Para as incrustações de carbonato de cálcio os fatores que mais

importam são as concentrações de cálcio e do bicarbonato. O software utiliza, para o

cálculo da tendência de incrustação do CaCO3, a porcentagem de CO2 dissolvido na

fase gás e os valores estimados de alcalinidade e do pH da salmoura. O pH da

salmoura em cada temperatura e pressão é calculado pelo software e é relatado

juntamente com o índice de saturação e o potencial de incrustação ( mg/L).

Para as incrustações de sulfato de bário, sua baixa solubilidade acarreta

no fato de que uma pequena quantidade deste íons já é suficiente para alcançar

altos níveis de supersaturação.

Incrustação Índice de saturação Risco de Incrustação

0    – 0,4Leve à moderada, não deve causar

problemas operacionais

>0,4Severa. Pode causar problemas

operacionais. O tratamento é recomendado

0 – 0,6Leve à moderada, não deve causar

problemas operacionais

>0,6Severa. Pode causar problemas

operacionais. O tratamento é recomendado

CaCO3

BaSO4

20

5 Tipos de Inibidores:

Inibição química da incrustação provou ser um dos métodos mais eficazes

de tratar o problema. Parando o depósito de sais antes que eles tenham a chance

de formar um sólido, irá diminuir significativamente o tempo de inatividade de

produção, que resulta em grande perda para um operador que tem que paralisar sua

operação para remover depósitos calcários mecanicamente.

A prevenção da incrustação pode ser alcançada por meio de seleção, a

aplicação, e de dosagem de um inibidor de incrustações. Nesta parte, será

detalhada a ação inibidores de incrustação e os tipos de produtos químicos

utilizados.

Inibidores de incrustação possuem uma variedade de formas de

atuação.Três exemplos destes são descritos abaixo:

a) interferindo com o processo de nucleação: este tipo de produto difunde no

líquido para atingir aglomerados de íons. Os íons do inibidor são

suficientemente grandes em tamanho e são capazes de perturbara

incrustação e impedir o crescimento do tamanho crítico onde cristais iriam se

formar. Quando cristais são impedidos de formar,a incrustação não ocorrerá.

Estes íons de inibidor de nucleação tem que ser de um tamanho crítico e

capaz de se difundir em água a uma taxa aceitável;

b) interferindo com o crescimento do cristal: o crescimento de cristais ocorre em

sítios ativos que ocupam uma pequena percentagem das superfícies de

cristal. Os inibidores que interferem no crescimento de cristais têm uma forte

afinidade para esses locais ativos e são capazes de se difundir sobre uma

superfície a outros locais ativos. Para fazer isso, esses produtos devem ser

pequenos, mas também grandes o suficiente para não serem absorvidos pelo

crescimento dos cristais;

c) modificando superfícies cristalinas: moléculas que não são nem nucleação

nem modificadores de crescimento de cristais são capazes de absorver a

superfícies de cristal e impedir fixação de outros cristais. Isto é similar à ação

de dispersantes sobre depósitos orgânicos.

21

Os tipos de inibidores de incrustações podem ser divididos em três grupos

diferentes. Estes são descrito abaixo:

Ésteres de fosfato..Este grupo é geralmente eficaz em dosagens baixas

em todos os tipos de incrustação de níveis elevados de salmoura. A desvantagem

deste grupo é a limitação de temperatura (93ºC-98 º C). Acima destas temperaturas,

a hidrólise do éster começa a fazer com que a ligação carbono-oxigénio seja

quebrada. Se isto ocorre, o produto perde a sua eficácia e a precipitação de

ortofosfatos pode ocorrer.

Estes tipos de químicas são geralmente a classe de inibidor de

incrustações menos caros e têm sido utilizados no campo por muitos anos.

Geralmente demonstram mecanismo de inibição de nucleação. Eles são também

facilmente controlados e dão bons resultados em tratamentos caracterizados por

adsorção forte e injeção contínua.

Fosfonatos. Estes produtos têm larga aplicação em operações de

petróleo e gás e são geralmente estáveis até cerca de 160ºC. Alguns fosfonatos têm

uma tendência de precipitar a pH elevado na presença de elevados níveis de Ca2+e

Mg2+. Isto também depende da temperatura, pH, concentração de fosfonato, e a

concentração de cátions divalentes, tais como Ca2+ .Fosfonatos especiais foram

projetados para eliminar este problema.

Assim como os inibidores citados acima, os fosfonatos demonstram

mecanismo de inibição de nucleação. Eles são também facilmente controlados e dão

bons resultados em tratamentos caracterizados por adsorção forte e injeção

contínua.

Polímeros. Há um certo número de inibidores poliméricos produzidos

sobre acrilatos, metacrilatos, maleatos, sulfonatos de vinilo e co-polímeros destes. O

fósforo é muitas vezes incluído na estrutura do polímero e pode simplificar a

determinação da concentração de polímero (através resíduos) em solução. Os

polímeros têm normalmente a maior estabilidade térmica de inibidores e tipicamente

funcionarão eficazmente a temperaturas elevadas. Semelhante ao fosfonato,

polímeros são prejudicados na presença da precipitação de sais de cálcio e de

magnésio.A desvantagem é que estes produtos são tipicamente mais dispendiosos

e mais difíceis de se monitorar

22

O mecanismo de inibição dos Polímeros é principalmente modificação do

crescimento cristalino.. Polímeros proporcionam proteção contra a maioria dos tipos

de escalas com exceção de pobre desempenho contra o carbonato de cálcio.

Considerando isso, polímeros são raramente aplicados para tratar apenas

incrustações de carbonato de cálcio. Características de alta termo-estabilidade

fazem polímeros mais úteis do que a maioria dos fosfonatos em condições de

temperatura maiores que 120ºC. Melhores propriedades ambientais dos polímeros

também os tornam os candidatos preferenciais para uma maior utilização.

Infelizmente polímeros tendem a ser difícil de monitorar e muito mais caro do que

fosfonatos.

Exemplos desses inibidores, podemos citar PVA, PPCA, PAA, PMA, VPA,

AMPS, VS-Co, VP-Co, VDP-Co, AMPS-Co, PMA-Co. A figura abaixo exibe a

estrutura de alguns deles:

Figura 1:Estruturas poliméricas

23

6 Remediação Mecânica e Remediação Química

Hoje em dia, muitas pesquisas e estudos são realizados com o intuito de

eliminar, ou ao menos reduzir as incrustações. Nesta parte, serão discutidos os

equipamentos utilizados na indústria que removem componentes da incrustação em

água, juntamente com métodos de tratamento que são comuns na indústria. Mas o

que ocorre é que esses produtos químicos, não eliminam totalmente esse problema,

eles apenas remediam temporariamente e exigem um constante acompanhamento.

6.1 Remediação Mecânica

Remediação mecânica tem sido uma prática da indústria usada para

remover danos de incrustação. A eficácia global deste método depende da textura

da incrustação. Logicamente, a incrustação menos rígida é mais fácil de remover.

6.1.1 Milling

Milling é um método mecânico usado para remover o acúmulo de

incrustação em tubos. Este procedimento emprega um motor hidráulico com vários

pedaços de moagem de cavacos ou porte. Coiled Tubing é usado para enviar o

fluido de alimentação para o motor hidráulico. A eficácia deste método depende na

dureza da incrustação juntamente com o tipo e localização para a completação do

poço. Cabeças de poço submarinos e tiebacks remotos criam a necessidade de

navios especiais (semisubmersible rigs) e equipamentos para executar o trabalho;

resultando nas despesas muito elevadas.

24

6.1.2 Impact Hammer Removal

Impact Hammer Removal é outra forma de correção mecânica. Isso

requer muito bem intervenção usando uma ferramenta muito parecido com uma

britadeira. Ele fragmenta repetidamente a incrustação, causando grandes partículas

de sólido quebradas que podem causar dificuldade na remoção.

6.1.3 JettingFluid

Jetting Fluid é outro método que utiliza o fluido bombeado a alta pressão

através de multi- ferramentas que possuem orifícios, criando a cavitação necessária

para a limpeza. Pequenas bolhas são criadas quando o fluido passa através do

orifício - o que vai entrar em colapso com o impacto com a incrustação. Este efeito

da cavitação funciona em equipamento topside, mas geralmente é insignificante no

fundo do poço devido à pressão hidrostática no fundo do poço. Normalmente, em

condições de fundo de poço, aditivos que destinam-se a remover quimicamente

incrustação são adicionados ao fluido para melhorar o desempenho do método de

tratamento em incrustações mais duras, mais compactas.

Em suma, os métodos de remoção mecânicos são eficazes nos casos em

que incrustação se formou na tubulação ou linhas de fluxo, mas não pode abordar a

formação de incrustação dentro ou perto da área do poço. Se isto ocorrer, métodos

comuns ou procedimentos utilizados são re-penetração e fraturamento.

6.2 Remediação Química

Técnicas de remoção química são uma outra forma de combater a

formação de incrustações. Estas técnicas são geralmente menos dispendiosas e

mais fácil de realizar do que os métodos mecânicos anteriormente descritos. A

eficácia destes métodos estão diretamente relacionados com o tipo de incrustação

25

para ser removida, a dureza da incrustação, e o tempo de contato necessário para a

diluição ou remoção. Para estes métodos é necessário conhecer a composição da

incrustação juntamente com os aditivos químicos certos que irão efetivamente

dissolver o composto sólido.

Incrustações de sulfato são mais difíceis de remover do poço porque o

sólido tem uma baixa solubilidade em ácido. Quelantes (dissolventes de incrustação)

têm uma força motriz termodinâmica alta para dissolver incrustações sulfato tais

como a barita, isolando e travando os íons metálicos da incrustação dentro de suas

estruturas de cage-like. Estes produtos químicos são bem sucedidos na remoção de

filmes de incrustação de sulfato do poço. No entanto, eles são lentos a dissolver as

maiores incrustações do poço, as taxas de reação são limitadas pela superfície do

sólido, causando uma demora e consequente aumento no custo.

Figura 2:Representação de uma molécula de quelante

Sulfuretos de ferro são solúveis em ácido clorídrico (HCl). Muitos

inibidores da corrosão HCl também são eficazes na inibição do sulfureto de ferro a

partir de dissolução, bem como o aço tubular.

Para halito, diluição com água de baixa salinidade é suficiente para

impedir a sua acumulação no furo do poço e para dissolver o mesmo que se possa

ter acumulado no poço. Isso requer uma fonte de água doce ou tratados com

solução salina para ajudar a prevenir outros problemas de incrustação, que pode ser

caro.

26

7. Estudo de caso– produto “SCALEINHIB1” e produto

“SCALEINHIB2”

O estudo de caso tem como objetivo realizar a previsão da incrustação

através de modelagens e experimentos em laboratório para aprovação de dois

inibidores de incrustação da empresa aqui denominada como “PetroSudeste” para

posterior apresentação à Petrobrás. Para isso, foram feitos testes de compatibilidade

entre produto e salmoura e teste dinâmico para determinação da MED (mínima

dosagem efetiva) dos produtos comerciais, aqui nomeados como “ScaleInhib1” e

“ScaleInhib2”, realizando a modelagem de quatro poços reais denominados aqui

como “Betta”, “Peixe-espada”, “Lambari” e “Carpa” para o cálculo do índice de

saturação. Os quatro poços fazem parte do campo aqui denominado como “Tetra

Negro”.

O produto “ScaleInhib1” será aplicado topside enquanto que o

“ScaleInhib2” será aplicado subsea. Os dois inibidores são base fosfonatos, mas a

grande diferença está no fato do inibidor aplicado subsea ter em sua fórmula o

monoetilenoglicol (MEG), para prevenção da formação de hidratos, pelo fato de sua

aplicação ser feita em temperaturas muito baixas, em torno de 4º C.

A figura 7 mostra o fluxograma com as etapas desenvolvidas no estudo

de caso:

27

Figura 3:Fluxograma com as etapas desenvolvidas no estudo de caso

7.1 Modelagem e avaliação do potencial de incrustação

Na fase de projeto, estratégias de tratamento de controle de incrustação

podem ser desenvolvidas com base em uma avaliação do risco de incrustação. A

28

precipitação desses sólidos ocorre como resultado de alterações na composição

iônica, pH, pressão e temperatura da salmoura.

Observa-se na tabela 5, o cenário atual do campo “Tetra Negro”. Foi

utilizado o scale modeling software (ScaleSoftPitzer), com os dados da salmoura de

“Betta”, “Peixe-espada”, “Lambari” e “Carpa”para o cálculo do índice de saturação, a

fim de que seja verificado o potencial de incrustação.

Tabela 4: Cenário do campo “Tetra Negro”

O índice de saturação de carbonato de cálcio e sulfato de bário é definido

como:

𝑆𝐼(𝐵𝑎𝑆𝑂4) = 𝐿𝑜𝑔 {[𝐵𝑎2+][𝑆𝑂4

2−]

𝐾𝑠𝑝𝐵𝑎𝑆𝑂4(𝑇,𝑃)

} 𝑆𝐼(𝐶𝑎𝐶𝑂3) = 𝐿𝑜𝑔 {[𝐶𝑎2+][𝐶𝑂3

2−]

𝐾𝑠𝑝𝐶𝑎𝐶𝑂3(𝑇,𝑃)

} (8)

Poço

"Carpa"

( 3354 m)

3/7/2014 1/8/2014 17/08/14 1/10/2014 1/10/2014 26/12/14 26/12/14 26/12/14 25/11/05

ACETATO 1,317 845 845 901 1599 N.D. N.D. < 10 495 mg/L

LACTATO 20 29 31 25 205 N.D. N.D. N.D. N.D. mg/L

FORMIATO 1 5,3 9,3 13 1 N.D. N.D. N.D. mg/L

PROPIONATO 237 156 156 138 277 N.D. N.D. N.D. 20,7 mg/L

BUTIRATO 29 14 17 16 26 N.D. < 10 < 10 48,7 mg/L

ALCALINIDADE

TOTAL1.649 1.358 1269 1.179 2.16 8,2 mg HCO3/L

BROMETO 173 229 193 214 116 210 210 210 689 mg/L

CLORETO 61467 65.48 66209 68553 32.011 75400 74600 76450 247 mg/L

SALINIDADE 101.239 107.945 109146 113.011 52.77 124415 123095 126148 69400 mgNaCl/L

NITRATO <1,0 <1,0 <1 <1 1 N.D. N.D. N.D. 114524 mg/L

pH 7 7,0 7,0 6,9 7,1 7,0 7,0 7,1 7,1 NA

SULFATO 27 14 13 13 25 28 37 30 98 mg/L

BÁRIO 316 276 265 248 36 40 51 50 14 mg/L

CÁLCIO 2.3 2.75 2620 3.25 1.23 3750 3850 3750 3400 mg/L

ESTRÔNCIO 407 423 389 482 207 509 524 527 450 mg/L

FERRO <1,4 <1.4 <1.4 <1.4 2,7 < 0,1 < 0,1 < 0,1 - mg/L

MAGNÉSIO 472 492 510 550 278 802 807 807 640 mg/L

POTÁSSIO 533 334 338 294 166 357 357 348 3100 mg/L

SÓDIO 35.5 37.6 36000 40.9 19.7 46350 46100 46270 40000 mg/L

Bicarbonato 53,9 317,1 219,2 86,2 115,2 1291 1337 1327 117 mg HCO3/L

Componentes Poço "Betta"Poço

"Lambari"

Resultados anteriores( Poço

"Peixe-espada")Unidade

29

[𝐶𝑂32−] = 𝑓(𝑝𝐻, 𝑃𝐶𝑂2

, 𝑒𝑡𝑐) (9)

A tabela abaixo indica a interpretação do índice de saturação:

Tabela 5: Interpretação do índice de saturação

A variação do índice de saturação e do potencial de incrustação (mg/L)

foram analisadas de acordo com a faixa de temperatura de 90 a 140°C, referente a

cada salmoura, para calcita e barita. Além do índice de saturação, que permite uma

interpretação da criticidade da incrustação, observou-se também o potencial de

incrustação para cada temperatura analisada.

A tabela abaixo exibe o índice de saturação e massa de precipitado do

campo “Betta” em 03/07/2014:

Tabela 6: Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta” em 03/07/14

Índice de Saturação Interpretação do índice de saturação

< 0.0 Não há incrustação

0.0 - 0.5Ligeiramente supersaturada, probabilidade

de formação de incrustação é marginal

0.5 - 1.0É provável que haja incrustação, mas não

deve ser grave

1.0 - 2.0 Vai ocorrer incrustação e deve ser forte

> 2.0 Situação de incrustação severa

30

Figura 5:Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura – “Betta” em 03/07/2014

A tabela abaixo exibe o índice de saturação e massa de precipitado do

poço “Betta” em 01/08/2014:

Tabela 7: Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta” em 01/08/2014

31

Figura 6:Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura – “Betta” em 01/08/14

A tabela abaixo exibe o índice de saturação e massa de precipitado do

campo “Betta” em 17/08/2014:

Tabela 8: Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta” em 17/08/14

Figura 7:Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura – “Betta” em 17/08/14

32

A tabela abaixo exibe o índice de saturação e massa de precipitado do

campo “Betta” em 01/10/2014:

Tabela 9: Índice de saturação e massa de precipitado de “Betta” em 01/10/14

Figura 8:Gráfico Índice de Saturação versus Temperatura – “Betta” em 01/10/14

Observou-se que há uma diferença considerável do potencial de

incrustação ao comparar as amostras do mesmo poço para toda a faixa de

temperatura analisada.

Realizando a mesma análise, agora para o campo “Lambari”, segue a

tabela que exibe o índice de saturação e massa de precipitado do poço em

01/10/2014:

33

Tabela 10: Índice de saturação e massa de precipitado de “Lambari” em 01/10/14

Figura 9: Gráfico SI versus temperatura–“Lambari” em 01/10/14

34

Figura 10: Potencial de incrustação das amostras coletadas do poço “Lambari”

Realizando a análise, agora para o campo “Peixe-espada”, segue a tabela

que exibe o índice de saturação e massa de precipitado do campo em 26/12/2014:

Tabela 11: Índice de saturação e massa de precipitado de “Peixe-espada” em 26/12/14

35

Figura 11: Gráfico Índice de Saturação versus temperatura - “Peixe-espada” em 26/12/14

A tabela abaixo exibe o índice de saturação e massa de precipitado do

campo “Peixe-espada” de outra amostra em 26/12/2014:

Tabela 12: Índice de saturação e massa de precipitado de “Peixe-espada” em 26/12/14

36

Figura 12: Gráfico índice de saturação versus temperatura - “Peixe-espada” em 26/12/14

A tabela abaixo exibe o índice de saturação e massa de precipitado do

campo “Peixe-espada” de uma terceira amostra em 26/12/2014:

Tabela 13: Índice de saturação e massa de precipitado de “Peixe-espada” em 26/12/14

37

Figura 13: Gráfico Índice de saturação versus temperatura–“Peixe-espada” em 26/12/14

Observou-se para a salmoura do poço “Peixe-espada”, que também há

uma diferença considerável do potencial de incrustação ao compararmos as

amostras do mesmo poço para toda a faixa de temperatura analisada.

Figura 14: Potencial de incrustação das amostras coletadas do poço “Peixe-espada”

Realizando a análise agora para o poço “Carpa”, em 25/11/2005:

780

800

820

840

860

880

900

920

940

960

980

1000

90 100 110 120 130 140

Po

ten

cial

de

incr

ust

ação

(m

g/L)

Temperatura (°C)

"Peixe-espada"

26/12/2014

26/12/2014

26/12/2014

38

Tabela 14: Índice de saturação e massa de precipitado de “Carpa” em 25/11/2005

Figura 15: Gráfico Índice de Saturação versus temperatura – “Carpa” em 25/11/2005

Figura 16: Potencial de incrustação das amostras coletadas do poço “Carpa”

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

90 100 110 120 130 140 150

Índ

ice

de

sat

ura

ção

Temperatura (°C)

"Carpa" salmoura de 25/11/2005

calcita

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

90 100 110 120 130 140

Po

ten

cial

de

incr

ust

ação

(m

g/L)

Temperatura (°C)

"Carpa"

11/25/2005

39

Após a avaliação dos índices de saturação para a tendência a formação

de carbonato de cálcio e da escolha da salmoura mais crítica, para os poços

“Betta”,“Peixe-espada” , “Lambari” e “Carpa, concluímos que o maior potencial de

incrustação é o do poço “Peixe-espada”.

Os produtos “ScaleInhib1” e “ScaleInhib2”foram reavaliados no cenário

mais crítico de “Peixe-espada”, referente à análise feita em 26/12/2014. As

avaliações foram realizadas utilizando a salmoura incompleta (sem os íons

incrustantes bicarbonato e sulfato).

7.2 Avaliação de compatibilidade com a água de formação

Para o procedimento de compatibilidade com a água de formação foi

utilizada a salmoura de “Peixe-espada”(água do dia 26/12/2014). A descrição do

procedimento está a seguir:

a) transfere-se 50 mL da salmoura catiônica e 50 mL da salmoura sem os íons

incrustantes bicarbonato e sulfato, para frascos diferentes. Aos frascos

contendo os ânions, adiciona-se imediatamente o produto “ScaleInhib1” nas

dosagens 0, 10, 20, 100 e 1000 ppm (cada). Eles são colocados na estufa,

para que a temperatura do sistema (água – frasco) esteja a 90°C;

b) ao atingir a temperatura de teste, realiza-se a mistura das águas e o sistema

retorna para a estufa. A avaliação de compatibilidade é realizada nos

intervalos de tempo: imediato, 1 hora, 2 horas e 24 horas;

c) após cada intervalo de tempo acima, registram-se as aparências das

soluções resultantes tomando-se fotos das garrafas.

O mesmo procedimento foi realizado para a avaliação do produto

“ScaleInhib2”.

Foi utilizada a matriz de compatibilidade interna da empresa

“PetroSudeste”, para a classificação da compatibilidade das misturas finais, como

está disposto a seguir:

40

Tabela 15: Matriz de compatibilidade da empresa “PetroSudeste”

O inibidor de incrustação “ScaleInhib1” foi compatível com a salmoura do

campo em todas as dosagens testadas:

Tabela 16: Classificação segundo matriz interna da empresa, da compatibilidade do produto “ScaleInhib1” com a

salmoura do poço “Peixe-espada”.

Figura 17: Compatibilidade do “ScaleInhib1” com a salmoura de “Peixe-espada”.– sem íons incrustantes

Clear

Hazy

Precipitate

Concentração Imediato 1 hora 2 horas 24 horas

0ppm

10 ppm

20 ppm

100 ppm

1000 ppm

41

Figura 18: Compatibilidade do “ScaleInhib1” com a salmoura de “Peixe-espada”.– sem íons incrustantes

O inibidor de incrustação “ScaleInhib2” foi compatível com a salmoura de

poço “Peixe-espada” em todas as dosagens testadas:

Tabela 17: Classificação segundo matriz interna da empresa, da compatibilidade do produto “ScaleInhib2” com a

salmoura do poço “Peixe-espada”.

Concentração Imediato 1 hora 2 horas 24 horas

0ppm

10 ppm

20 ppm

100 ppm

1000 ppm

42

Figura 19: Compatibilidade do “ScaleInhib2” com a salmoura de “Peixe-espada”.– sem íons incrustantes

Figura 20: Compatibilidade do “ScaleInhib2” com a salmoura de “Peixe-espada”.– sem íons incrustantes

7.3 Teste de Eficiência Dinâmica

O teste de eficiência dinâmica é realizado no HP/HT Automated PMAC

DSL 6000, que opera com pressão de até 1500 psi e temperatura de até 250ºC.

O teste consiste em uma injeção individual de duas salmouras

incrustantes, aniônica e catiônica, em uma mesma proporção dentro do

equipamento por meio de duas bombas de HPLC. As duas salmouras passam

através de aquecedores em forma de espiral, que possuem a temperatura ajustada

para o teste. Numa junção em forma de T, as salmouras misturam-se e passam

dentro de um loop. A variação do diferencial de pressão (dp) é medido através do

43

loop e o mesmo é diretamente proporcional a ocorrência da incrustação, que,

quando formada, adere-se às paredes do capilar causando o seu bloqueio.

O diferencial de pressão é monitorado durante a realização do teste e o

tempo de incrustação da salmoura é determinado, inicialmente, na ausência do

Inibidor de Incrustação. O teste é então repetido com as mesmas condições, porém

na presença do Inibidor de Incrustação. O mesmo tem as concentrações

progressivamente reduzidas até que ocorra a formação da incrustação

As condições empregadas no teste foram:

a) temperatura: 160ºC Topside e 90°C Subsea;

b) pressão do sistema: 116 psi Topside e 1000 psi Subsea;

c) tempo de teste: 60 minutos ou 3x o tempo do branco;

d) taxa de fluxo:10 mL/min (padrão do método);

e) loop: 1,0 m comprimento; 0,5 mm diâmetro.

Destaca que o tempo de branco é definido como o tempo que o

diferencial de pressão leva para aumentar e atingir 1psi, tomando como base a

pressão inferida imediatamente após a mistura das águas (aniônica e catiônica).

Para avaliar o Inibidor de Incrustação considera-se como critério de aprovação a

manutenção do diferencial de pressão a um valor inferior a 1psi, por um período de

60 minutos ou 3 vezes o tempo do branco, o que for maior.

Figura 21:Desenho esquemático do equipamento PMAC para avaliação dinâmica

44

Para o cenário topside, o tempo do branco foi de aproximadamente 7,32

minutos, desta forma,o produto foi avaliado durante 60 minutos para verificar se

mantinha o diferencial de pressão inferior a 1psi.

Figura 22: Teste de Eficiência Dinâmica da salmoura não inibida – Topside

Os testes para a qualificação do inibidor de incrustação topside

“ScaleInhib1” foram realizados com as dosagens regressivas partindo de 50 ppm,

utilizando três vezes o tempo do branco.

Cada corrida durou 22 minutos e, uma vez definida a mínima dosagem

efetiva (MED), realizamos uma corrida de 60 minutos para certificar a aprovação na

referida dosagem.

Os resultados obtidos durante a qualificação estão destacados abaixo:

Figura 23:Teste de Eficiência Dinâmica com o Inibidor de Incrustação “ScaleInhib1” para o cenário topside

45

Figura 24:Confirmação da MED de 10 ppm para o Inibidor de Incrustação “ScaleInhib1” para o cenário topside

Para o cenário subsea, o tempo do branco foi de aproximadamente 16,7

minutos, desta forma, o produto foi avaliado durante 60 minutos para verificar se

mantinha o diferencial de pressão inferior a 1psi.

Figura 25: Teste de Eficiência Dinâmica da salmoura não inibida – Subsea

46

O teste para a qualificação do inibidor de incrustação subsea

“ScaleInhib2” foi realizado com a dosagem de 10 ppm, uma vez que tivemos uma

sinalização do Cenpes da aprovação do produto da “PetroSudeste” nesta dosagem.

Figura 26:Confirmação da MED de 10 ppm para o Inibidor de Incrustação “ScaleInhib2” para o cenário subsea

47

7.3 Resultados

Realizou-se a modelagem dos poços “Betta”, “Peixe-espada”, “Lambari” e

“Carpa”, pertencentes ao campo “Tetra Negro”,para o cálculo do índice de

saturação. Observou-se que o maior potencial de incrustação era o do poço “Peixe-

espada”.

Os inibidores de incrustação “ScaleInhib1” e “ScaleInhib2” foram

compatíveis com a salmoura de “Peixe-espada” em todas as dosagens testadas.

Com isso, a empresa “PetroSudeste” recomenda a dosagem de 10 ppm

do inibidor de incrustação “ScaleInhib1” para aplicação topside.

A empresa “PetroSudeste” recomenda a dosagem de 10 ppm do inibidor

de incrustação “ScaleInhib2” para aplicação Subsea.

48

8. Conclusão

Incrustações consistem em um subproduto indesejável na forma de

depósitos cristalinos, provenientes da precipitação de sais presentes na água.

Dependendo da natureza da incrustação e da composição do :fluido a deposição

pode ocorrer no reservatório de petróleo, próximo ao poço causando dano à

formação, ou em instalações de produção ocasionando graves problemas

operacionais além do declínio da produtividade.

O controle de incrustação atualmente tem sido um problema desafiador

na indústria do petróleo além de impactar fortemente no valor econômico do produto

final. A variedade e complexidade dos tipos de tal deposição formados aumentam a

dificuldade de desenvolver métodos adequados para aliviar esses problemas. A

prevenção e mitigação da incrustação é de grande importância além de ser bastante

complexa.

Com este trabalho, revisamos os principais tipos de incrustação, e

evidenciamos a importância de estudarmos e mitigarmos esse risco na indústria do

petróleo, passando pela análise da modelagem termodinâmica, processo de

fundamental importância para a previsão de incrustação em um campo de petróleo.

Vimos que os três maiores contribuintes para a formação de incrustações,

estão: a mistura de águas incompatíveis; alterações das condições físicas e

alterações no equilíbrio químico.

Os tipos de inibidores de incrustações podem ser divididos em três

grupos, de acordo com sua natureza química: fosfonatos, ésteres de fosfatos e

polímeros.

No trabalho, foi feito um estudo de avaliação de 2 inibidores de

incrustação com dados de quatro poços pertencentes à um campo localizado na

costa brasileira.

No estudo, foi realizado a modelagem utilizando o software

ScaleSoftPitzer, a partir desses resultados foi encaminhada a análise laboratorial,

para avaliação da compatibilidade com a salmoura e posterior cálculo da mínima

dosagem efetiva.

Os resultados mostraram que os 2 inibidores apresentaram um excelente

resultado, sendo compatíveis com a salmoura do campo e sendo efetivos em baixas

dosagens.

49

Com esse estudo, conseguiremos realizar um bom tratamento preventivo

de incrustação nos poços , parte crucial no gerenciamento das incrustações.

50

9. Referências Bibliográficas

Arai, Ary, Duarte, Leandro Rocha. “Estudo da Formação de Incrustações

Carbonáticas.” Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia de

Petróleo da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de

Janeiro, 2010.

Almeida, Bruno Passamani Moreira de; Damasceno, Davi Rodrigues; Altoé, Higor

Loos; Santos, Karen Borchardt dos; Salzmann, Stephanie Vieira , “2º Trabalho de

Escoamento Multifásico - Incrustações por Sulfatos”, Agosto, 2013

Neto, José Bezerra de Almeida, “Estudo da Formação de Depósitos Inorgânicos em

Campos Petrolíferos.” Trabalho de Conclusão de Curso, 2012

Fink, Johannes Karl. “Oil Field Chemicals”. Elsevier, 2011

Duarte C. Silva, Kenneth S. Sorbie, Eric J. Mackay. “THERMODYNAMIC MODEL

DEVELOPMENT RELEVANT TO CALCIUM CARBONATE SCALE MITIGATION IN

CO2 WATER ALTERNATING GAS SCHEMES”, Copyright 2014, Brazilian

Petroleum, Gas and Biofuels Institute – IBP.

Kelland, Malcom A. “Production Chemicals for the Oil and Gas Industry, Second

Edition. CRC Press, “Junho de 2005.

Neegard, Margrethe, Grimholt, Chriss. “An Introduction to Scaling causes, problems

and solutions. Trondheim,” Novembro de 2010.

Crabtree, Mike, Eslinger, David, Fletcher, Phill, Millner, Matt, Johnson, Ashley, King,

George. “Fighting Scale: Removal and Prevention” Schlumberger.

https://www.slb.com/resources/publications/industry_articles/oilfield_review/1999/or1

999aut03_fighting_scale_removal.aspx (acesso em 02 de setembro de 2015)