UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA
INSTITUTO DE QUÍMICA
LABORATÓRIO DE PESQUISA EM PETRÓLEO
Aline Nascimento Vasconcelos
AVALIAÇÃO DA APLICABILIDADE DO POLI(ÁCIDO CARBOXÍLICO) COMO AGENTE INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
Natal-RN 2018
Aline Nascimento Vasconcelos
AVALIAÇÃO DA APLICABILIDADE DO POLI(ÁCIDO CARBOXÍLICO) COMO AGENTE INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
Trabalho de conclusão de curso como parte integrante dos requisitos necessários para a obtenção do grau de bacharel em Química do Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte.
Orientadora: Prof. Dra. Rosangela de Carvalho Balaban.
Aline Nascimento Vasconcelos
AVALIAÇÃO DA APLICABILIDADE DO POLI(ÁCIDO CARBOXÍLICO) COMO AGENTE INIBIDOR DE INCRUSTAÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
Trabalho de conclusão de curso como parte integrante dos requisitos necessários para a obtenção do grau de bacharel em Química do Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte, submetido à
aprovação da banca
examinadora composta pelos seguintes membros:
________________________________________________ Prof. Dra. Rosangela de Carvalho Balaban
Orientadora
________________________________________________ Prof. Dr. Júlio Cezar de Oliveira Freitas
1ª Examinador
________________________________________________ Dra. Nívia do Nascimento Marques
2ª Examinador
“A esperança que se adia faz adoecer o coração, mas o desejo cumprido é árvore de vida.” Provérbios 12:13.
AGRADECIMENTOS
À Deus, primeiramente, por todas as oportunidades concedidas.
Aos meus familiares por todo apoio dado ao longo desta caminhada. Agradeço em especial aos meus pais, meus incentivadores, por acreditarem na minha capacidade, por todo amor, paciência e compreensão.
À minha orientadora Professora Dra. Rosângela de Carvalho Balaban, pelas oportunidades, ensinamentos e confiança.
Agradeço a colaboração de todos que fazem parte do LAPET que contribuíram de forma direta ou indireta na realização deste trabalho. Agradeço também a Dra. Nívia Marques e ao Dr. Oldemar Cardoso por todos os conhecimentos e orientações transmitidos durante o tempo que trabalhamos juntos.
Não poderia deixar de agradecer à pesquisadora Luciana Carvalho por toda confiança, paciência e ensinamentos transmitidos ao longo desses anos. Obrigada por sempre torcer pelo meu melhor e acreditar em mim até mais que eu mesma, sou grata a você por tudo.
Agradeço às minhas amigas da turma de química do petróleo que tornaram esta jornada mais divertida em meio a todo o estresse vivido durante a graduação. Nurielly Lourhane, Wanessa Damazio, Nathâni Peixoto, Éryka Nóbrega e Larissa Marques, obrigada por todas as palavras de apoio e incentivo.
Aos meus amigos do LABCIM, obrigada por sempre me tratarem da melhor maneira possível, por todas as boas risadas e conversas descontraídas.
Agradeço também aos meus muitos amigos Ester Pereira, Ellen Pereira, Melina Botêlho, Yasmin Farias, Katiúscia Lópes, Raissa Pontes, Daniel Lucas, Thaise Carvalho, Gilberto Leite, Natália Guedes, Irlliane Karine. Obrigada de coração por todos os momentos divertidos que tivemos, pelo carinho e pelos conselhos. Vocês me ajudaram a seguir em frente mesmo nos momentos mais difíceis. Por fim, agradeço a Petrobras pelo auxílio financeiro e todo suporte dado.
RESUMO
O desequilíbrio químico decorrente das variações de pressão e temperatura durante a produção do petróleo, bem como, a água produzida resultante dos processos de recuperação, contribuem para a formação de depósitos salinos que ocasionam diminuição da produção e aumento dos gastos. Assim, ao comprovar a ocorrência destes precipitados, algumas alternativas mecânicas para minimizar os impactos causados podem ser realizadas, no entanto, os altos custos dessas operações inviabilizam a execução de tais medidas e, por este motivo, a prevenção torna-se mais viável. Diante desta problemática, o uso de inibidores químicos tem sido considerado o método mais eficaz de combate e prevenção. Entretanto, o desempenho negativo de alguns inibidores quando expostos ao ferro solúvel tem sido um desafio no controle de incrustações. Assim, neste trabalho foi avaliado a eficiência de um inibidor de incrustação à base de poli(ácido carboxílico) na presença e na ausência do ferro. Para tanto, foram feitos ensaios de compatibilidade química com salmouras sintéticas que simulam as águas reais presentes em um campo e testes de eficiência dinâmica, comprovando a diminuição da eficiência de inibição quando o ferro solúvel está presente.
Palavras-chaves: Incrustação; Poli(ácido carboxílico); Compatibilidade; Ferro
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ... 8
LISTA DE TABELAS ... 9
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS ... 10
2. OBJETIVOS ... 13
2.1 Objetivos gerais ... 13
2.2 Objetivos específicos ... 13
3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ... 14
3.1 Origem e exploração do petróleo ... 14
3.1.1 A ocorrência da incrustação ... 15
3.2 Fatores que interferem na formação de incrustações ... 17
3.2.1 Tipos de incrustação ... 19
3.2.2 Incrustação por carbonato de cálcio ... 20
3.2.3 Incrustações por sulfatos ... 21
3.3 Inibidores de incrustação ... 21
3.3.1 Mecanismos de atuação dos inibidores de incrustação ... 22
3.3.2 Poli(ácidos carboxílicos) ... 24
3.4 Influência do ferro solúvel sobre a eficiência dos inibidores de incrustação .. 25
3.4.1 Formação do complexo entre o inibidor de incrustação e o ferro ... 25
3.4.2 Formação de polimorfos secundários ... 26
3.4.3 Formação de “partículas sementes” ... 26
3.4.4 Natureza do ferro envolvido ... 26
4 METODOLOGIA ... 27
4.1 Materiais ... 27
4.2 Teste de eficiência dos inibidores de incrustação ... 27
4.2.1 Preparação das salmouras sintéticas ... 27
4.2.2 Teste de compatibilidade ... 28
4.2.3 Teste de eficiência dinâmica ... 29
5 RESULTADOS E DISCUSSÃO ... 31
5.1 Teste de compatibilidade ... 31
5.2 Avaliação da eficiência de inibição dinâmica ... 37
6 CONCLUSÕES ... 40
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Testemunhos de formação de incrustação em tubulações. ... 17 Figura 2 – Mecanismo de nucleação homogênea e heterogênea. ... 19 Figura 3 – Esquema genérico para uma complexação entre um ligante e um cátion Mn+. ... 23 Figura 4 – Esquema de funcionamento do Dinamic Scale Rig 4000. ... 29 Figura 5 – Teste de compatibilidade água de formação, sem o ferro, a 65 ºC. 32 Figura 6 – Teste de compatibilidade da água de injeção, sem o ferro, a 65ºC. 33 Figura 7– Teste de compatibilidade da água de mistura, sem o ferro, a 65ºC. 35 Figura 8 – Teste de compatibilidade da água de mistura, com o ferro, a 65ºC. 36 Figura 9 – Teste de eficiência dinâmica, sem ferro, a 65ºC e 145 psi. ... 38 Figura 10 – Teste de eficiência dinâmica, cem ferro, a 65ºC e 145 psi. ... 39
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Composição química de uma amostra típica de água de formação e água do mar. ... 15 Tabela 2 – Composição das águas auto precipitantes utilizadas nos ensaios. 28 Tabela 3 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor e a AF, a 65°C. ... 32 Tabela 4 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor e a AI, a 65°C. ... 33 Tabela 5 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor e a AM, a 65°C. ... 35 Tabela 6 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor e a AM na presença do ferro, a 65°C. ... 37
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
AF Água de formação
AI Água de injeção
AM Água de mistura
DTPMP Ácido Dimetil Triaminopentametileno Fosfônico
HEDP Ácido hidroxietileno-1,1-difosfônico
HPLC Cromatografia líquida de alta eficiência
M+2 Cátion divalente metálico
11 1. INTRODUÇÃO
O petróleo, base da matriz energética global, é uma mistura complexa de hidrocarbonetos e contaminantes (enxofre, nitrogênio, oxigênio e metais), cuja composição depende da rocha reservatório na qual foi extraído (De Figueredo, 2010).
O processo de produção e exploração do petróleo pode desencadear o aparecimento de incrustações inorgânicas, sendo estas definidas como minerais formados sobre uma superfície devido à saturação do meio com sais inorgânicos (Frenier e Ziauddin, 2008).
A formação de incrustação é responsável por acarretar diversos problemas operacionais, dentre os quais se destacam redução do diâmetro dos dutos e, portanto, no escoamento de fluidos, tamponamento dos poros da rocha causando impacto negativo na produção, além de danos em equipamentos de superfície e subsuperfície (Mackay e Sorbie, 1999).
Por ser um fenômeno químico complexo que envolve mecanismos de nucleação, crescimento do núcleo e cristalização, o desenvolvimento de depósitos insolúveis é favorecido por diversos fatores, nos quais a incompatibilidade de águas durante os processos de recuperação do petróleo e as variações de pH, pressão e temperatura contribuem para o surgimento de incrustações nos processos petrolíferos (Macedo, 2016).
Os tipos mais comuns de incrustação são referentes ao carbonato de cálcio e sulfato de bário. A incrustação por carbonato de cálcio é decorrente do desequilíbrio químico provocado pelo processo de produção que facilita a interação entre o cálcio pré-existente e carbonatos, enquanto que os sulfatos são precipitados devido à mistura de águas incompatíveis quimicamente (Menger, 2015).
Ao se verificar a ocorrência da incrustação, algumas alternativas que minimizem os impactos causados podem ser tomadas. Limpeza mecânica, troca da linha de produção e dissolução dos precipitados surgem como possíveis remediações, no entanto, os altos custos dessas operações impossibilitam a execução de tais medidas e, por este motivo, torna-se mais
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viável trabalhar com a prevenção através de aditivos químicos chamados de inibidores de incrustação (Macedo, 2016).
Os inibidores agem por diferentes mecanismos. Assim, a depender do estágio de formação da incrustação, o inibidor poderá atuar evitando a formação de núcleos ou impedindo o crescimento dos cristais (Cowan e Weintritt 1976). De maneira geral, um composto hidrofílico e com grupos funcionais que possam complexar com cátions é considerado um bom inibidor de incrustação (Macedo, 2016). Entre os inibidores mais usuais destacam-se os fosfonatos, ácidos fosfinocarboxilatos, polivinilsulfônico e poliacrilatos (Frenier e Ziauddin, 2008).
A presença do ferro no campo e em testes laboratoriais representa um desafio para avaliar a eficiência do inibidor de incrustação, pois, embora diversas teorias tenham sido sugeridas, nenhum consenso foi alcançado no que diz respeito a como o ferro solúvel interfere na inibição da incrustação (Graham et al. 2003).
Assim, em virtude da magnitude do problema envolvendo a incrustação e suas consequências, elevando o custo do processo de produção de petróleo, a escolha adequada do inibidor de incrustação a ser utilizado torna-se extremamente relevante. Em meio a isso, o desempenho negativo de alguns inibidores quando expostos a presença do Fe+2/Fe+3 tem sido relatada por vários grupos de pesquisadores. Dessa forma, o presente trabalho visa estudar o comportamento do poli(ácido carboxílico) como inibidor de incrustação, na presença e na ausência do ferro.
13 2. OBJETIVOS
2.1 Objetivos gerais
Avaliar o comportamento do poli(ácido carboxílico) quanto à inibição preventiva de incrustação de CaCO3 e de BaSO4 em poços de petróleo,
levando em consideração a presença do ferro na composição da água produzida sintética.
2.2 Objetivos específicos
Avaliar a compatibilidade química e a eficiência de inibição dinâmica em capilar do poli(ácido carboxílico) com a água sintética na presença e na ausência do ferro;
Correlacionar a eficiência do composto estudado com a sua estrutura química.
14 3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
3.1 Origem e exploração do petróleo
A origem do petróleo está associada ao acúmulo de substâncias orgânicas de natureza animal e vegetal depositada no fundo de lagos e mares, sendo soterradas e submetidas à ação de microorganismos, do calor e de pressões elevadas, ao longo do tempo (De Figueredo, 2010). O petróleo pode ser encontrado na forma gasosa, líquida ou pastosa e é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos, com predominância dos hidrocarbonetos (Thomas et al., 2001). O estado físico de uma mistura de hidrocarbonetos depende não só da sua composição, mas fundamentalmente das condições de pressão e temperatura a que a mesma está submetida (Rosa et al., 2006).
Após o processo de geração, devido à grande mobilidade, ocorre a migração do óleo e gás a partir da rocha geradora. As fases fluidas difundem-se por rochas permeáveis, acumulando-difundem-se em rochas porosas. Se sobre a formação armazenadora houver uma rocha impermeável, esta funciona como uma armadilha geológica aprisionando líquidos e gases (Fernandes, Jr, 2006).
A maioria dos reservatórios de petróleo produz tanto hidrocarbonetos como fluidos aquosos, estes chamados de água produzida (Frenier e Ziauddin, 2008). Essa água associada ao petróleo durante o processo de produção pode ser originária da própria formação (presente na formação geológica), da injeção (injetada no reservatório para aumento da produção) ou ainda de acumulações, denominada de aquífero (De Figueredo, 2010). As águas produzidas apresentam elevado teor de sólidos dissolvidos, dentre os quais, podem estar presentes cátions como Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Sr2+, Fe2+ e ânions como Cl-, SO4
2-, HCO3- responsáveis por prejudicar o processo de escoamento da produção
devido à alta salinidade e presença de íons incompatíveis, que proporcionam condições para formação de precipitados (Hansen, 1994).
15
De acordo Mackay e Sorbie (1999) a água de formação encontra-se inicialmente em equilíbrio químico com a rocha e com os hidrocarbonetos presentes, no entanto, ao se injetar uma água não nativa, estranha ao reservatório, esse equilíbrio é perturbado resultando em diversos problemas, dentre os quais se destacam o surgimento de incrustações inorgânicas. Um exemplo da composição química da água de formação e da água do mar (utilizada como água de injeção) é apresentado na Tabela 1.
Tabela 1 – Composição química de uma amostra típica de água de formação e
água do mar.
Íons Água de formação, mg/L Água do mar, mg/L
Sódio 31 11 Potássio 654 460 Magnésio 379 1368 Bário 269 - Estrôncio 771 - Sulfato - 2960 Cloreto 60 20 Cálcio 5038 428
Fonte: (Reis et al., 2011).
3.1.1 A ocorrência da incrustação
Durante o processo de produção do petróleo, os fluidos se deslocam até a superfície por diferentes mecanismos naturais, como: (i) por pressão proveniente de gás dissolvido nos fluidos; (ii) impulsão por capa de gás ou (iii) impulsão por influxo de água (Jahn et al., 2012). Os reservatórios cujos mecanismos de fluxo de óleo são pouco eficientes e, por consequência, retêm grandes quantidades de hidrocarbonetos após a exaustão da sua energia natural, são candidatos ao emprego de processos que visam à obtenção de uma recuperação de óleo adicional. Esses processos são chamados de Métodos de Recuperação Aumentada de Petróleo (Thomas et al., 2001).
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Um dos métodos clássicos de recuperação baseia-se na injeção de água nos reservatórios, tendo como finalidade manter a pressão e maximizar a recuperação do óleo (Rosa, 2007). Esta água injetada mistura-se à água de formação constituindo-se em água produzida (Menger, 2015). No entanto, um dos problemas relacionados à injeção de água para estimular a produção de petróleo envolve a formação de depósitos de sais inorgânicos (incrustações), sendo estes definidos como o acúmulo de minerais sobre uma superfície, resultado da saturação do ambiente local com um sal inorgânico (Frenier e Ziauddin et al., 2008).
Na recuperação de reservatórios em sistemas marinhos, a água do mar é comumente utilizada como água de injeção. Esta água pode ocasionar complicações à produção, principalmente no que se refere à formação de incrustações resultantes da incompatibilidade química entre à água do mar e a água de formação, que é a principal causa da precipitação de sais de sulfato. Entende-se como águas incompatíveis aquelas que interagem quimicamente (Macedo, 2016). Outro tipo de incrustação bastante comum é proveniente da precipitação de sais de carbonato, que estão relacionados às condições inerentes do meio, tais como, presença de CO2, composição química da água
de formação e da rocha reservatório, variações de pressão e temperatura (Menger, 2015).
Frenier e Ziauddin (2008) relatam que, o ciclo de vida de um reservatório produtor de petróleo tem um grande impacto no processo de formação de incrustação. Os fluidos que estão sendo produzidos durante a vida útil do reservatório mudam frequentemente, e essas mudanças provocam o surgimento de algum tipo de incrustação. Assim, a causa da incrustação pode ser associada à mudança em uma ou mais condições de equilíbrio, que permitem a formação de um produto insolúvel em meio aquoso. Os autores ainda ressaltam que a localização, as temperaturas e as pressões também podem afetar a incrustação e dificultar ou impossibilitar alguns métodos de tratamento.
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A formação de incrustação nas operações de superfície e de subsuperfície na indústria petrolífera é reconhecida como um grande problema operacional, pois é capaz de danificar equipamentos, diminuir o diâmetro de dutos, tamponar os poros das rochas, reduzindo a porosidade e a permeabilidade da formação e, portanto, resultando no bloqueio do fluxo de fluidos por entupimento, perda de produtividade e aumento de custos com intervenções de reparo e manutenção (Macedo, 2016; Vidal, 2015; Reis et al., 2011). A Figura 1 ilustra linhas de produção que apresentaram restrição no fluxo de fluidos pela deposição de incrustação.
Figura 1 – Testemunhos de formação de incrustação em tubulações.
Fonte: Reis et al., 2011.
3.2 Fatores que interferem na formação de incrustações
A formação de depósitos de sais inorgânicos é um fenômeno complexo que envolve três fatores simultâneos: supersaturação, nucleação e crescimento dos cristais. O desenvolvimento das incrustações é favorecido por diversos aspectos, dentre os quais se destacam a incompatibilidade química de águas e o desequilíbrio termodinâmico provocado pelo processo de produção de petróleo, que resulta em variações de pH, pressão e temperatura (Almeida Neto, 2012; Macedo, 2016).
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Termodinamicamente, a cristalização ocorre quando a atividade dos íons em solução encontra-se acima de seu limite de saturação. Outro fator determinante na severidade da incrustação é a cinética de cristalização. Assim, de modo geral, quando a saturação excede seu valor crítico, os sítios de nucleação são iniciados e seguidos pelo crescimento dos cristais (Antony et al., 2011).
A supersaturação da solução é a força motriz para que ocorra a cristalização, ela determina a velocidade de nucleação e do crescimento dos cristais, permitindo, portanto, que o potencial incrustante da solução seja definido. Nessa fase, a solução pode se manter estável por um período de tempo, sem que ocorra precipitação, chamado tempo de indução (Almeida Neto, 2012; Hasson e Semiat, 2006).
Na fase de nucleação, as moléculas do soluto dispersas no solvente começam a se unir em grupos, em escala nanométrica. Esses grupos constituem o núcleo que se torna estável a partir de certo tamanho crítico. Portanto, nesta fase, a barreira energética do sistema (que corresponde à energia interfacial) deve ser vencida para que ocorra a criação de uma nova superfície. A nucleação pode ser homogênea, na qual não há núcleos pré-existentes, necessitando consequentemente de uma grande quantidade de energia para a criação dos núcleos, e heterogênea, em que as superfícies nas quais ocorrerá a precipitação são pré-existentes e estão em contato direto com a solução, reduzindo a energia necessária para a formação de uma superfície inicial para o crescimento da incrustação (Almeida Neto, 2012; Mersmann, 2001). Na Figura 2 são apresentados os mecanismos gerais de nucleação.
19 Figura 2 – Mecanismo de nucleação homogênea e heterogênea.
Fonte: Adaptado (Frenier e Ziauddin, 2008).
A partir do momento em que a nucleação permite a formação de um núcleo estável, as moléculas no seio da solução são adsorvidas nos núcleos gerando o crescimento dos cristais (Mersmann, 2001).
Os diversos tipos de incrustações, produzidas por sulfato de cálcio, sulfato de estrôncio, sulfato de bário e carbonato de cálcio, apresentam diferentes tendências termodinâmicas e cinéticas de formação. Deste modo, enquanto os sulfatos são precipitados devido à mistura entre a água de injeção (rica em SO4-) com a água de formação (rica em Ba2+, Sr2+, Ca2+), os carbonatos são
influenciados pelas propriedades físico-químicas favoráveis a precipitação de sais insolúveis em meio aquoso (Menger, 2015).
3.2.1 Tipos de incrustação
As incrustações comumente observadas nos campos de petróleo são: (i) carbonato de cálcio; (ii) sulfato de bário; (iii) sulfato de estrôncio; e (iv) sulfato de cálcio.
20 3.2.2 Incrustação por carbonato de cálcio
O carbonato de cálcio produz uma das mais frequentes precipitações em ambientes industriais. O mecanismo de formação desse composto se dá a partir de um desequilíbrio termodinâmico entre o dióxido de carbono e o íon bicarbonato, como descrito na Equação 1 (Macedo, 2016).
Ca+2(aq) + 2HCO3-(aq) → CaCO3↓(s) + CO2↑(g) + H2O(l) (1)
Durante o processo de produção na indústria petrolífera, a pressão reduz gradativamente e, estando abaixo do ponto de bolha, o dióxido de carbono é evoluído, causando aumento do pH. Com isso, a solubilidade em relação ao carbonato declina rapidamente em função da formação de precipitados bivalentes, tais como ferro e, mais frequentemente, cálcio (Macedo, 2016). As precipitações de carbonato de cálcio também podem ocorrer nos campos de petróleo como consequência do aumento da temperatura (Rosa, 2007).
De acordo com a literatura, existem seis estruturas cristalográficas distintas para o carbonato de cálcio, sendo três formas polimórficas cristalinas anidras: calcita, aragonita e vaterita e três formas hidratadas: carbonato de cálcio amorfo, carbonato de cálcio monohidratado e carbonato de cálcio hexahidratado. A morfologia dos cristais formados depende das condições de precipitação, tais como: pH, temperatura e concentração de íons (Mecadam e Parsons, 2004; Antony et al., 2011).
Entre os polimorfos, a calcita é a forma encontrada com mais frequência em virtude da sua estabilidade termodinâmica, enquanto que a vaterita e a aragonita, por apresentarem maior instabilidade estão susceptíveis a serem convertidas em calcita (Bessler e Rodrigues, 2008; Xyla et al., 1992). Em meio a esse cenário, estudos recentes comprovam que a presença de aditivos químicos capazes de inibir a formação de incrustação pode retardar a transformação do carbonato de cálcio à sua forma mais estável (Tang et al., 2008).
21 3.2.3 Incrustações por sulfatos
Estas incrustações normalmente ocorrem nos campos submetidos a processos de recuperação no qual a água do mar é utilizada como água de injeção. A água do mar possui alta concentração de íons sulfato enquanto que a água de formação contém quantidades significativas de cátions divalentes, tais como bário, estrôncio e cálcio. A mistura da água do mar com a água de formação varia ao longo do processo de produção do campo e, quando se torna supersaturada em relação a determinado composto, pode ocorrer a formação de incrustação conforme as Equações 2, 3 e 4 (Rosa, 2007).
Ba+2(aq) + SO4-2(aq) → BaSO4↓(s) (2)
Sr+2(aq) + SO4-2(aq) → SrSO4↓(s) (3)
Ca+2(aq) + SO4-2(aq) → CaSO4↓(s) (4)
Dentre as incrustações inorgânicas, a de sulfato de bário é considerada, particularmente, uma das mais difíceis de serem tratadas, devido à sua baixa solubilidade e alta dureza (Macedo, 2016). Muitos pesquisadores constataram que a precipitação de barita em soluções aquosas depende das condições de precipitação, de maneira tal que o sulfato de bário pode assumir morfologias retangulares, romboédricas e dentritos (Dunn et al., 1999).
3.3 Inibidores de incrustação
Na indústria do petróleo, existem algumas alternativas que minimizam os danos causados pela incrustação inorgânica. Troca da linha de produção, limpeza mecânica e dissolução dos precipitados são algumas medidas tomadas, no entanto, estas, apresentam elevados custos (Macedo, 2016). Portanto, uma opção mais prática e econômica que minimize a formação de incrustação é a adição de substâncias químicas capazes de evitar o desenvolvimento dos núcleos e/ou impedir o crescimento dos cristais. Estas substâncias são usualmente conhecidas como inibidores de incrustação (Harris, 2011).
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Os inibidores de incrustação apresentam propriedades que variam em termos de: estabilidade térmica, comportamento de adsorção/dessorção e partição nas fases água e óleo, compatibilidade com cálcio, eficiência de inibição da formação de incrustações, biodegradabilidade, e estabilidade em diferentes faixas de pH (Rosa, 2007).
3.3.1 Mecanismos de atuação dos inibidores de incrustação
Cowan e Weintritt (1976) ressaltam que, a depender do estágio de formação da incrustação, o inibidor poderá atuar evitando a formação de núcleos, por quelação, ou interferindo no processo de nucleação e crescimento dos cristais.
Um inibidor, com propriedades quelantes, realiza ligações de complexação com os cátions que formam as incrustações e, deste modo, o cátion permanece complexado no inibidor em solução e, portanto, não disponível para formar depósitos salinos (Rosa et al., 2016).
A inibição durante a nucleação envolve uma adsorção endotérmica do inibidor, provocando a dispersão dos núcleos embrionários dos cristais. Uma possível explicação para esse fenômeno é a interação do cátion com o inibidor, que provoca um aumento da energia livre do núcleo, resultando na sua instabilidade e, assim, menor probabilidade de crescimento do cristal (Macedo, 2016).
O mecanismo de inibição durante o crescimento de cristais fundamenta-se no processo de adsorção, idealmente irreversível, do inibidor sobre uma superfície ativa do cristal. A interação eletrostática, força de ligação e configuração são aspectos fundamentais neste processo, pois os grupos funcionais aniônicos do inibidor são responsáveis pela aproximação inicial à superfície do cristal, resultando em uma forte interação eletrostática com a superfície (Cowan e Weintritt 1976).
De forma geral, para que um composto seja um bom inibidor de incrustação, é necessário que seja hidrofílico, e que apresente em sua estrutura grupos funcionais capazes de complexar com cátions (Figura 3).
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Exemplos desses grupos são: ácidos carboxílicos, sulfônicos ou fosfônicos e grupos que tenham pares de elétrons livres, como as hidroxilas e aminas. O balanço entre esses grupos pode facilitar o sequestro de cátions metálicos diminuindo sua concentração e, portanto, impedindo a deposição (Reis et al., 2011).
Figura 3 – Esquema genérico para uma complexação entre um ligante e um
cátion Mn+.
Fonte: Reis et al., 2011.
Segundo Kumar e Vishwanatham (2010), os inibidores de massa mais baixa são os mais eficientes na inibição da nucleação pela maior facilidade de adsorção na estrutura dos núcleos. Enquanto que os de massa mais alta são os mais eficientes na inibição do crescimento, devido à maior área recoberta dos cristais pela adsorção do inibidor, diminuindo o número de sítios de crescimento.
Numerosos estudos têm mostrado que os polímeros são inibidores eficazes apenas dentro de uma faixa relativamente estreita de massa molar. De maneira que o tamanho da molécula de inibidor deve ser suficientemente grande para impedir o crescimento dos cristais, mas não tão grande a ponto de reduzir a mobilidade e, assim, a sua taxa de adsorção (Hasson, 2005).
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É importante ressaltar que a utilização de inibidores de incrustação é uma atividade de caráter preventivo. Portanto, é necessário um estudo de avaliação do potencial de precipitação ao longo do processo produtivo do campo, permitindo que diferentes estratégias de prevenção possam ser adotadas (Rosa, 2007).
3.3.2 Poli(ácidos carboxílicos)
Os poli(ácidos carboxílicos) têm sido utilizados como inibidores de incrustação para sais poucos solúveis, tais como carbonato de cálcio e sulfato de bário/estrôncio/cálcio. Os polímeros mais comuns pertencentes a este grupo são os poli(ácido acrílico), poli(ácido metacrílico) e poli(ácido maleico). Estes produtos possuem uma larga aplicação em operações de produção de petróleo e são geralmente estáveis até cerca de 250 ºC (Malcolm et al., 2009).
Os inibidores de incrustação à base de poli(ácidos carboxílicos) atuam impedindo e/ou reduzindo o processo de nucleação. Nesta família o grupo funcional quelante é o ácido carboxílico (Reis et. al., 2011).
Um exemplo de inibidor de incrustação pertencente à classe dos poli(ácidos carboxílicos) é o poli(ácido fosfinocarboxílico) (PPCA). O PPCA é um polímero formado por dois seguimentos de poli(ácido acrílico) ligados por um grupo de fósforo, sendo, frequentemente, considerado como um inibidor de nucleação, pois não é capaz de minimizar o crescimento do cristal, devido a sua incorporação na rede cristalina (Binmerdhah, 2012).
He e colaboradores et al., (1994) avaliaram o efeito de inibição de poli(ácidos carboxílicos) em salmouras incrustantes de sulfato de bário (BaSO4)
na presença de NaCl. Os resultados mostraram que os inibidores à base de poli(ácidos carboxílicos) aumentaram a tensão interfacial e, assim, prolongam o período de indução da nucleação.
25 3.4 Influência do ferro solúvel sobre a eficiência dos inibidores de
incrustação
Graham e colaboradores (2003), investigaram o impacto de baixos níveis de ferro dissolvido sobre o desempenho de inibidores químicos de incrustação, em um regime moderado de incrustação de carbonato de cálcio. Embora várias teorias tenham sido propostas para explicar a origem desses efeitos, nenhum consenso foi alcançado a respeito de como o ferro interfere na ação dos inibidores de incrustação.
Assim, algumas explicações disponíveis acerca desta problemática são: (i) formação de complexos solúveis entre o inibidor de incrustação e o ferro, reduzindo a atividade química do inibidor; (ii) formação de complexos insolúveis entre o inibidor de incrustação e o ferro, reduzindo a eficiência do inibidor e permitindo a formação dos precipitados; (iii) formação de polimorfos secundários; (iv) formação do carbonato de ferro; (v) formação de partículas “sementes” de carbonato de ferro, que proporcionam múltiplos locais de crescimento para calcita (Graham et al., 2003).
3.4.1 Formação do complexo entre o inibidor de incrustação e o ferro
A falta de desempenho de certos inibidores de incrustação quando expostos ao ferro é muitas vezes atribuída à formação de complexos (Graham et al., 2003). Em meio a esse cenário, um grupo de pesquisadores observou que o produto de solubilidade M+2/DTPMP diminui na ordem Ba+2>Sr+2>Ca+2>Fe+2, sugerindo que o complexo de ferro é o menos solúvel (Kan, Cao, Yan, Oddo, Thomson et al., 1992).
Kriel, Lacey, Lane et al., (1994) investigaram as constantes de estabilidade dos complexos formados com Ca+2 e Fe+2 utilizando como inibidor o HEDP. As medidas obtidas foram 6,05 e 9,05, respectivamente, ou seja, um complexo mais forte é formado com íons ferrosos. Assim, a formação de complexos pode ser considerada um fator relevante na redução do desempenho de inibidores químicos de incrustação.
26 3.4.2 Formação de polimorfos secundários
A introdução de um cátion divalente pode alterar a natureza da incrustação de carbonato, causando a formação de um polimorfo diferente (Graham et al., 2003). Tal mudança no polimorfismo da incrustação pode reduzir drasticamente o desempenho de um inibidor de incrustação (Branklin, Bayman, Jenvey et al., 2001).
3.4.3 Formação de “partículas sementes”
De acordo com Graham e colaboradores (2003), as chamadas “partículas sementes” fornecem superfícies ativas responsáveis por aumentar as taxas de crescimento de incrustações, sejam estas, por carbonato de cálcio ou carbonato de ferro.
Kriel, Lacey, Lane et al., (1994) relataram ainda que vários inibidores de incrustação são eficazes contra a incrustação de carbonato de cálcio, no entanto, são incapazes de impedir o crescimento de carbonato de ferro.
3.4.4 Natureza do ferro envolvido
Uma complicação adicional ao investigar o efeito do ferro no desempenho de inibidores de incrustação é a incerteza quanto à natureza das espécies de ferro envolvidas, pois embora muitos pesquisadores se baseiem na suposição de que o ferro ferroso (Fe+2) é a espécie predominante, em condições específicas (valores elevados de pH, presença de íons bicarbonato e quantidades vestigiais de oxigênio dissolvido), é possível que os íons ferrosos sejam oxidados a íons férricos (Fe+3) (Graham et al., 2003).
27 4 METODOLOGIA
4.1 Materiais
Neste trabalho, o poli(ácido carboxílico) foi analisado a partir de um produto comercial. Os sais de cloreto de cálcio (CaCl2.2H2O), cloreto de
estrôncio (SrCl2.6H2O), cloreto de ferro (FeCl3.6H2O), brometo de potássio
(KBr), sulfato de sódio (Na2SO4), cloreto de magnésio (MgCl2.6H2O), cloreto de
bário (BaCl2.2H2O), bicarbonato de sódio (NaHCO3), acetado de sódio
(NaCH3COO), formiato de sódio (NaCHOO) e cloreto de sódio (NaCl) foram
fornecidos, respectivamente, da SIGMA-ALDRICH, SYNTH, CIENTÍFICA, VETEC, CHEMCO, NUCLEAR, DINÂMICA.
4.2 Teste de eficiência dos inibidores de incrustação
A avaliação da eficiência do inibidor como preventor de incrustação foi realizada em laboratório através de testes de compatibilidade química do inibidor com as salmouras sintéticas, que simulam a água produzida e de injeção e por meio do teste de eficiência de inibição dinâmica, em que o potencial anti-incrustante é verificado em termos de pressão, temperatura e fluxo dos fluidos.
4.2.1 Preparação das salmouras sintéticas
Na Tabela 2 estão apresentadas as composições da água da formação rochosa, chamada de água de formação (AF), a água do mar injetada para repressurização do reservatório, chamada de água de injeção (AI) e a mistura das águas anteriores, chamada de água de mistura (AM). Para cada composição de água utilizada no ensaio de compatibilidade química e eficiência de inibição dinâmica, foram preparadas duas águas distintas, uma contendo os cátions e outra contendo os ânions de interesse. As águas catiônicas foram preparadas com e sem a presença do ferro.
28 Tabela 2 – Composição das águas auto precipitantes utilizadas nos ensaios.
Íons (mg/L) Água de formação, AF (a) Água de injeção, AI (b) Água de mistura, AM (c) Acetato (CH3COO-) 358,064 175,926 533,99 Bário (Ba2+) 245,548 <0,06225 245,6 Bicarbonato (HCO3-) 320,982 315,632 636,614 Brometo (Br-) 277,819 95,50 373,319 Cálcio (Ca2+) 5080,957 958,836 6039,8 Cloreto (Cl-) 50126,338 24018,93 74145,27 Estrôncio (Sr2+) 146,567 22,761 169,3 Ferro solúvel 13,01 4,371 17,4 Formiato (CHOO-) 1,056 0,524 1,58 Magnésio (Mg2+) 687,923 844,085 1532,0 Potássio (K+) 355,799 445,698 801,5 Sódio (Na+) 22986,627 12785,555 35772,2 Sulfato (SO42-) 16,673 2011,539 2028,201
Durante o preparo das salmouras sintéticas, os sais foram pesados utilizando balança analítica, em seguida, solubilizados em água deionizada e transferidos para um balão volumétrico de 5000 mL, onde permaneceram sob agitação durante 24 horas, para completa homogeneização dos sistemas. O pH das salmouras foi ajustado a 25ºC e as salmouras foram filtradas à vácuo, através de membrana Millipore de acetato de celulose de tamanho de poro 0,45 μm.
4.2.2 Teste de compatibilidade
Este ensaio segue o procedimento descrito pela norma NACE TM0197 e avalia visualmente a formação de turbidez ou precipitado provocada pela incompatibilidade do inibidor com as águas representativas do estudo. Para isto, 50 mL de salmoura “catiônica” foi adicionada em um frasco Schott de 100 mL, e 50 mL de salmoura “aniônica” foi adicionada em outro frasco Schott de 100 mL. Assim, cada produto foi adicionado em diferentes volumes nas águas “aniônicas” de maneira a se obter concentrações finais de 10, 25, 50, 75, 100, 200, 500, 1000, 5000 e 10000 mg/L. Em seguida, todos os frascos foram mantidos em estufa, por 1 hora, a 65ºC e, passado esse tempo, as salmouras “catiônicas” e “aniônicas” foram misturadas e fotografadas.
29
Após 1, 2 e 24 horas da mistura, novas fotografias foram realizadas com o intuito de observar alguma turvação/precipitação no meio. A temperatura inicial de 65 ºC foi mantida durante todo o teste.
4.2.3 Teste de eficiência dinâmica
A eficiência de inibição de incrustação do inibidor foi avaliada através do ensaio de precipitação dinâmica em capilar (tube blocking test). Este ensaio determina a mínima concentração efetiva do inibidor como agente preventor de incrustação em condições dinâmicas e foi realizado com base na norma NACE TM31105, que avalia o desempenho do inibidor de incrustação sob pressão e temperatura correspondentes às condições reais de poços de petróleo.
O ensaio para determinação da concentração mínima efetiva do inibidor foi realizado através de um Dinamic Scale Rig 4000, da Scaled Solutions Ltd. O esquema de funcionamento do equipamento está representado na Figura 4.
Figura 4 – Esquema de funcionamento do Dinamic Scale Rig 4000.
Fonte: Macedo et al., 2014.
O equipamento é constituído de 3 bombas do tipo HPLC (do inglês cromatografia líquida de alta eficiência), responsáveis por injetar as salmouras em um capilar de 0,5 mm de diâmetro e 1 m de comprimento.
30
Através da bomba 1, é injetada a água de cátions, pela bomba 2 é feita a injeção da água de ânions e, através da bomba 3, se injeta a solução contendo o inibidor solubilizado na água de ânions à concentração de 500 mg/L, onde o próprio equipamento realiza a distribuição entre as bombas 2 e 3 para obter a concentração desejada do produto a ser avaliado. A vazão total para as três bombas foi mantida em 10 mL/min, a pressão em 145 psi e a temperatura em 65 ºC.
De acordo com a norma NACE TM31105, o inibidor é considerado eficiente se a amostra, com a dosagem avaliada, não atingir o diferencial de pressão de 1 psi em um tempo igual a três vezes o tempo do branco (ensaio sem inibidor) ou 60 minutos, o que for maior.
31 5 RESULTADOS E DISCUSSÃO
5.1 Teste de compatibilidade
Com esse teste é possível verificar visualmente mudanças físicas na solução resultante da interação química entre o inibidor de incrustação e os cátions presentes na água produzida sintética. Caso haja interação, a solução ficará turva e, caso contrário, permanecerá límpida. Há também a possibilidade da solução permanecer límpida, porém apresentar precipitados, e isso indica que o inibidor é compatível, no entanto não é capaz de impedir a precipitação do cristal.
Nas Figuras 5, 6 e 7 e Tabelas 3, 4 e 5 estão apresentados os resultados do teste de compatibilidade e o aspecto visual entre o inibidor e as águas auto precipitantes do estudo, chamadas respectivamente, de água de formação (Tabela 2a) e água de injeção (Tabela 2b), realizados a 65 ºC, na ausência do ferro.
De acordo com o resultado mostrado na Figura 5 e Tabela 3, é possível verificar que o inibidor é compatível em toda faixa de concentração analisada imediatamente após a mistura, pois a solução permaneceu límpida. Após 1 hora de ensaio, foi observada a formação de precipitados no fundo dos frascos nas concentrações de 10 e 25 mg/L, e apenas as soluções com concentrações de 5000 e 10000 mg/L, apresentaram turbidez, sugerindo incompatibilidade química entre o inibidor e a água de formação, provavelmente devido à blindagem das cargas do grupo carboxilato do polímero pelos cátions bivalentes (Macedo, 2016).
32 Figura 5 – Teste de compatibilidade água de formação, sem o ferro, a 65 ºC.
Fonte: (Autora, 2018).
Tabela 3 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor
e a AF, a 65°C. Concentração do inibidor (mg/L) Aspecto Visual Imediato – 65 ºC 1 hora - 65 °C 2 horas - 65 °C 24 horas - 65 °C 0 10 25 50 75 100 200 500 1000 5000 10000
Precipitado; Límpido; Levemente turvo; Turvo.
33
Na Figura 6 é possível verificar que o inibidor é compatível com o sistema testado em toda faixa de concentração analisada, a 65ºC. As soluções permaneceram límpidas e não houve indícios de turvação, materiais em suspensão ou formação de precipitados. Isso indica que, provavelmente, o grupamento carboxilato do polímero interferiu na formação dos núcleos, dificultando o surgimento de precipitados e turvação característica da incompatibilidade.
Figura 6 – Teste de compatibilidade da água de injeção, sem o ferro, a 65ºC.
Fonte: (Autora, 2018).
Tabela 4 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor
e a AI, a 65°C. Concentraçã o do inibidor (mg/L) Aspecto Visual Imediato – 65 ºC 1 hora - 65 °C 2 horas - 65 °C 24 horas - 65 °C 0 10 25 50 75 100 200 500 1000 5000 10000
Precipitado; Límpido; Levemente turvo; Turvo.
34
A Figura 7 apresenta o resultado do teste de compatibilidade com a mistura das águas (AM), a 65ºC. É possível observar que imediatamente após a mistura, as soluções com maiores concentrações de inibidor permaneceram límpidas (500 a 10000 mg/L), sugerindo que o inibidor é compatível com o sistema analisado, nestas condições. No entanto, foi observada turvação tanto na amostra do branco, quanto nas soluções com menores concentrações de inibidor (até 200 mg/L). A ocorrência da turvação evidenciada nessas amostras sugere a nucleação imediata dos cristais, devido a supersaturação do sistema (Almeida Neto, 2012; Hasson e Semiat, 2006), que favorece a cristalização imediata e desfavorece o mecanismo de inibição. Já com 1 hora de ensaio, foi constatada a formação de precipitado no fundo dos frascos e diminuição progressiva da turvação com o aumento da concentração e, ao longo do teste, resultado do crescimento dos cristais e posterior decantação dos mesmos. Segundo Machado (2010), a explicação para tal comportamento é decorrente da alta velocidade de nucleação e de crescimento dos cristais, em que a formação dos núcleos de cristalização é rápida, porém o crescimento dos cristais é lento. Sendo assim, até 2 horas de ensaio, os núcleos de cristalização se mantiveram em suspensão no meio, necessitando de mais tempo para que o cristal obtivesse tamanho e densidade suficiente para decantar, sabendo que as densidades dos cristais de CaCO3 (2,7g/cm3) e BaSO4 (4,2 g/cm3) são
maiores que a densidade da AM (1,4 g/cm3).
Após 24 horas, a solução do branco apresentou aspecto límpido, porém com cristais aderidos na lateral do frasco e cristais decantados no fundo. Comportamento semelhante foi observado para as demais soluções com inibidor, indicando que o polímero é compatível com o sistema, embora tenha sido incapaz de impedir a precipitação dos cristais.
35 Figura 7– Teste de compatibilidade da água de mistura, sem o ferro, a 65ºC.
Fonte: (Autora, 2018).
Tabela 5 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor
e a AM, a 65°C. Concentração do inibidor (mg/L) Aspecto Visual Imediato – 65 ºC 1 hora - 65 °C 2 horas - 65 °C 24 horas - 65 °C 0 10 25 50 75 100 200 500 1000 5000 10000
Nucleação; Precipitado; Límpido; Levemente turvo; Turvo.
36
Na Figura 8 é apresentado o resultado do teste de compatibilidade com a água de mistura (AM) na presença do ferro, a 65 ºC. Foi observada turbidez imediatamente após a mistura, nas amostras com maiores concentrações de inibidor, diferentemente do resultado do ensaio de compatibilidade sem ferro (Figura 7). Essa turvação sugere incompatibilidade química entre o inibidor e a AM em estudo, e isto pode estar relacionado, à interação entre o ferro solúvel no meio e o polímero. Segundo Graham (2003), o ferro é capaz de se ligar ao polímero, tirá-lo de solução, precipitando-o no meio, reduzindo sua atividade química, e consequentemente, sua efetividade. Após 1 hora de ensaio, é possível observar um comportamento semelhante entre o branco e a solução com 10 mg/L de inibidor. As duas amostras apresentaram aspecto límpido, porém com formação de precipitados no fundo do frasco, o que sugere ineficiência do inibidor nessa concentração. A partir de 25 até 10000 mg/L, observou-se um comportamento diferente do branco, onde a decantação de partículas não foi observada, entretanto, a presença de materiais em suspensão resultou em um meio turvo e incompatível. O mesmo comportamento foi observado para 2 e 24 horas de ensaio.
Figura 8 – Teste de compatibilidade da água de mistura, com o ferro, a 65ºC.
37 Tabela 6 – Aspecto visual do teste de compatibilidade química entre o inibidor
e a AM na presença do ferro, a 65°C. Concentração do inibidor (mg/L) Aspecto Visual Imediato – 65 ºC 1 hora - 65 °C 2 horas - 65 °C 24 horas - 65 °C 0 10 25 50 75 100 200 500 1000 5000 10000
Nucleação; Precipitado; Límpido; Levemente turvo; Turvo.
Fonte: (Autora, 2018).
5.2 Avaliação da eficiência de inibição dinâmica
A Figura 9 mostra o resultado obtido no ensaio de avaliação da eficiência de inibidor de incrustação em condições dinâmicas, durante o fluxo dos fluidos, em que foi realizado o acompanhamento do diferencial de pressão. O ensaio foi realizado com a água de mistura (AM) sem o ferro, na temperatura de 65 ºC e 145 psi. Na curva do branco (sem inibidor), observou-se que a solução ultrapassou o diferencial de pressão de 1 psi em, aproximadamente, 15 minutos de ensaio. Esse aumento no diferencial de pressão é um indicativo de redução do diâmetro interno do capilar em virtude da formação e adesão dos cristais na parede interna do capilar. E, em 35 minutos de ensaio, o diferencial de pressão atingiu 4 psi, indicando a obstrução completa do capilar, encerrando o ensaio. A solução contendo inibidor a 20 mg/L também ultrapassou o diferencial de pressão de 1 psi, no entanto, o seu comportamento não se assemelhou ao branco, atingindo 2,5 psi em 80 minutos de teste. Apesar de a concentração avaliada impedir a obstrução completa do capilar, essa concentração não foi suficiente para impedir a adesão dos cristais formados na parede interna do capilar, e consequentemente, impedir o aumento do diferencial de pressão.
38
A partir de 30 mg/L, verificou-se que o diferencial de pressão foi inferior a 1 psi após 80 minutos de teste. Esse comportamento indica que o polímero foi eficiente no processo de inibição nessa concentração, devido à formação de complexos polímero-cátions e a deformação dos cristais formados por adsorção do polímero nos sítios ativos na superfície dos cristais. A deformação e consequente mudança na morfologia impede a adesão dos cristais que são facilmente levados pelo fluxo do fluido no interior do capilar. Portanto, é plausível definir 30 mg/L como a mínima concentração efetiva, pois o diferencial de pressão se manteve constante durante um tempo superior a três vezes o do branco
Figura 9 – Teste de eficiência dinâmica, sem ferro, a 65ºC e 145 psi.
Fonte: (Autora, 2018).
Pelo gráfico da Figura 10, é possível observar que a solução do branco ultrapassou 1 psi em 10 minutos e, em 15 minutos, ocorreu a completa obstrução do capilar, tendo em vista que o diferencial de pressão atingiu 4 psi nesse tempo de ensaio. Para a solução contendo 30 mg/L de inibidor, foi observado um comportamento semelhante ao branco.
0 1 2 3 4 5 0 20 40 60 80 D iff (Psi ) Tempo (min) Branco 20 ppm 30 ppm 40 ppm
39
Com o aumento da concentração para 60 mg/L, verificou-se um retardo no tempo de precipitação, porém, a total obstrução do capilar também foi observada após 35 minutos de teste. Isso indica que o polímero atuou como inibidor frente a precipitação de CaCO3 e BaSO4, no entanto, a concentração
testada não foi suficiente para impedir o crescimento destes. Ao aumentar a concentração para 100 e 120 mg/L, foi constatada maior efetividade no mecanismo de inibição, embora o diferencial de pressão tenha atingido aproximadamente 1,5 psi nos 60 minutos de ensaio. Já para a concentração de 160 mg/L, o comportamento observado foi característico de incompatibilidade. O incremento no diferencial de pressão observado após 60 minutos de ensaio, de 2,5 psi, foi maior do que o verificado para a solução com 120 mg/L. Sendo assim, não foi possível determinar a mínima concentração efetiva para impedir a formação de cristais nestas condições.
Figura 10 – Teste de eficiência dinâmica, com ferro, a 65ºC e 145 psi.
Fonte: (Autora, 2018). 0 1 2 3 4 5 0 10 20 30 40 50 60 D ifer e n ci al d e p re ssão (p si ) Tempo (min) Branco 30 ppm 60 ppm 100 ppm 120 ppm 160 ppm
40 6 CONCLUSÕES
O inibidor à base de poli(ácido carboxílico) mostrou-se compatível com água de injeção (AI) em todas as concentrações analisadas em até 24 horas de ensaio, a 65ºC. No entanto, foi observada a formação de precipitados em até 25 mg/L após 1 hora de ensaio com a água de formação (AF) e incompatibilidade química com o sistema analisado nas concentrações acima de 5000 mg/L.
A compatibilidade entre o sistema analisado e o inibidor também foi verificada na água de mistura, sem ferro. O inibidor apesar de apresentar compatibilidade química com a salmoura sintética, mostrou-se incapaz de impedir a precipitação do cristal.
O teste de compatibilidade com a água de mistura na presença do ferro mostrou que o inibidor e a água em estudo são incompatíveis, sendo este comportamento explicado pela interação entre o ferro e a consequente precipitação do inibidor.
No ensaio dinâmico a 65ºC e 145 psi, na ausência do ferro, o inibidor demonstrou eficiência para as concentrações de 30 e 40 mg/L, apresentando mínima concentração efetiva de 30 mg/L.
No teste de eficiência dinâmica do inibidor de incrustação com presença de ferro, a 65ºC e 145 psi, observou-se que o produto não apresentou eficiência para nenhuma das concentrações analisadas, tendo em vista que o comportamento de todas as soluções ultrapassaram o limite do diferencial de pressão de 1 psi.
Assim, a partir dos resultados obtidos no teste de compatibilidade e de fluxo em capilar com as salmouras sintéticas na presença e na ausência do ferro solúvel, é possível concluir que o ferro interfere direta e negativamente no desempenho do inibidor de incrustação.
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