Incrustação em Ambiente Off Shore

Fabiana

Janeiro de 2013

INTRODUÇÃO

Um problema comum na indústria de petróleo está relacionado à produção de água associada ao óleo e ao gás natural. A água produzida pode ser proveniente da rocha reservatório (água da formação), ou até mesmo de acumulações de água, denominadas aquíferos.

Os reservatórios, cujos mecanismos de fluxo de óleo são pouco eficientes e que 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 Secundária que, de uma maneira geral, tentam interferir nas características do reservatório que favorecem a retenção de óleo.

Um dos métodos clássicos de recuperação baseia-se na injeção de água nos reservatórios, tendo como finalidade manter a pressão e maximizar a recuperação de óleo. Esta água injetada mistura-se à água de formação constituindo-se em outro tipo de água produzida.

Na recuperação de reservatórios em sistemas marinhos, a água do mar é utilizada como água de injeção, podendo ocasionar sérios problemas à produção de petróleo. Estes problemas estão associados à formação de incrustações resultantes da incompatibilidade química entre a água do mar e a água de formação, que em condições termodinâmicas específicas favorecem a precipitação de sais de sulfato. Outro tipo de incrustação bastante comum é proveniente da precipitação de sais de carbonato, que estão relacionados a condições inerentes ao meio, tais como, presença de CO2, composição química da água de formação e da rocha reservatório, variação de pressão e temperatura.

Os principais problemas ocasionados por incrustações são obstruções (figura 1) em válvulas e equipamentos, colunas e linhas de produção, telas de contenção de areia (gravel pack), na região próxima aos poços produtores e aos injetores, perda de produtividade e custos com intervenção.

Figura 1: Exemplos de incrustações no sistema de produção de petróleo: A – tela de gravel pack, B – coluna de produção e C – linha de chegada na estação de tratamento do óleo.

O método mais prático e econômico para prevenir o problema de incrustações consiste na utilização de inibidores químicos de incrustação. Os inibidores de incrustação são substâncias com a função de inibir ou evitar a deposição de material inorgânico ou orgânico e consequente formação da incrustação. Atuam na estabilidade termodinâmica da maturação dos núcleos, causando dissolução de incrustações nucleadas e/ou interferindo no processo de aumento do cristal, resultando no bloqueio dos sítios de crescimento.

TIPOS DE INCRUSTAÇÃO

As precipitações comumente observadas nos campos de petróleo são:

• Carbonato de cálcio (CaCO3);• Sulfato de cálcio (CaSO4);• Sulfato de estrôncio (SrSO4);• Sulfato de bário (BaSO4).

CARBONATO DE CÁLCIO

Os reservatórios de petróleo são constituídos de rochas (arenito, calcáreo ou dolomita) que podem ser cimentadas por carbonato de cálcio. O ácido carbônico é formado pela ação das bactérias sobre as fontes de matéria orgânica presentes no reservatório que por sua vez dissolve o carbonato de cálcio das rochas para formar bicarbonato de cálcio solúvel.

Dióxido de carbono está presente nos campos de óleo e gás e encontra- se em equilíbrio nas fases aquosa, gasosa e orgânica (óleo). No processo de produção, a diminuição da pressão perturba esse equilíbrio e o dióxido de carbono dissolvido na água é deslocado para as fases do óleo e do gás.

Precipitações de carbonato de cálcio podem ocorrer nos campos de petróleo, como consequência do aumento da temperatura e/ou queda de pressão. Este efeito é provocado pelo aumento do pH da água causado pela liberação do dióxido de carbono e pode ser representado pela seguinte reação.

SULFATOS DE BÁRIO, DE ESTRÔNCIO E DE CÁLCIO

Em geral, estas incrustações ocorrem nos campos submetidos à recuperação por injeção de água do mar. A águam do mar contém alta concentração de sulfato (~2900 mg/L) enquanto a água de formação contém quantidades significativas de cátions divalentes, tais como cálcio, magnésio, bário e estrôncio. 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 precipitação e cristalização, com consequente formação de incrustação.

Dentre esses sais, o sulfato de bário apresenta a menor solubilidade atingindo a supersaturação mais rápido e, consequentemente, forma os primeiros cristais que poderão originar a incrustação.

PRINCIPAIS INIBIDORES DE INCRUSTAÇÃO

Atualmente, existem vários produtos que são aplicados na inibição de incrustações inorgânicas na indústria do petróleo. Os inibidores pertencem a diversas classes químicas (fosfonato, policarboxilato, poliacrilato, sulfonato, ácidos correspondentes, entre outros) e, normalmente, são compostos hidrófilos e apresentam massa molecular variável.

Suas propriedades variam em termos de:

• Estabilidade térmica;• Comportamento de adsorção/ desorção e partição nas fases água e óleo;• Variação de pH;• Compatibilidade com cálcio;• Eficiência de inibição da formação de incrustações;• Biodegradabilidade.

Na figura 2 são apresentadas as estruturas moleculares dos inibidores de incrustação mais utilizados na indústria de petróleo.

Figura 2: Estrutura dos inibidores de incrustação: (a) ácido dietilenotriaminpenta (metilenofosfônico), (b) ácido fosfinopolicarboxílico, (c) ácido polivinilsulfônico, (d) Copolímero de ácido poliacrílico sulfonatado e (e) ácido poliacrílico.

MECANISMOS DE ATUAÇÃO DOS INIBIDORES DE INCRUSTAÇÃO

Na figura 3 é apresentado um esquema geral do mecanismo de deposição de incrustação e são destacados os parâmetros de controle mais importantes em cada estágio.

Figura 3: Esquema genérico do mecanismo de deposição de incrustações.

A deposição de incrustação requer três fatores simultâneos:

• Supersaturação;• Nucleação;• Tempo de contato.

Dependendo do estágio de formação da incrustação o inibidor poderá atuar de modo distinto: evitando a formação de núcleos ou impedindo o crescimento dos cristais.

A inibição durante a nucleação envolve uma adsorção endotérmica do inibidor provocando a dissolução dos núcleos embrionários do precipitado. Um mecanismo proposto para esta inibição seria a de que a adsorção do inibidor aumentaria a energia livre do núcleo e, consequentemente, resultaria num aumento da barreira energética para o crescimento do cristal. Entretanto, há teoria de que a força primária que rege a adsorção é simplesmente a repulsão hidrófoba da molécula do inibidor pela solução.

O mecanismo de inibição durante o crescimento de cristais consiste na absorção, idealmente, irreversível do inibidor sobre uma superfície ativa do cristal do precipitado. A interação eletrostática, força de ligação e configuração serão aspectos fundamentais neste processo. Os grupos funcionais aniônicos do inibidor são responsáveis pela aproximação inicial à superfície do cristal, e a presença de vários grupos proporciona uma alta densidade de carga negativa, que resulta numa forte interação eletrostática com a superfície. Grupos funcionais adicionais com capacidade de formar complexos com cátions do cristal complementam a ação do inibidor. Caso o cristal já tenha se formado, o inibidor ainda poderá coibir a extensão da incrustação através dos efeitos de distorção e dispersão do cristal.

Dentre os fatores que influenciam a eficiência de atuação do inibidor destacam-se pH, compatibilidade com cálcio, presença de agentes quelantes, massa molecular e, principalmente, estabilidade química e térmica.

É importante ressaltar que a utilização de inibidores de incrustação é uma atividade de caráter essencialmente preventivo. Sendo assim, faz-se necessário um estudo de avaliação do potencial de precipitação ao longo do processo produtivo do campo, desde o reservatório até as facilidades de superfície. De acordo com o local em que se deseja prevenir a incrustação, diferentes estratégias de aplicação do inibidor serão adotadas.

Uma alternativa eficaz na prevenção de incrustações de sulfato é a unidade de remoção de sulfato (URS). A unidade de remoção de sulfato (figura 4) tem como objetivo tratar a água de injeção (água do mar), evitando a formação de incrustações de sulfatos, ocorrentes nos processos que envolvem produção de petróleo. A remoção dos íons sulfato da água do mar (processo de dessulfatação) é realizada de forma seletiva com o uso de nanomembranas, seguindo um princípio semelhante ao da osmose reversa.

Figura 4: Unidade de remoção de sulfato.

O processo de separação por membranas, também conhecido como nanofiltração, funciona a uma pressão que varia entre 5 e 25 atm. Essas membranas

atuam como barreira que separam duas fases, restringindo a passagem total ou parcial dos íons sulfato. No processo são geradas duas correntes, uma denominada “concentrado”, rica em sulfato, e outra, chamada “permeado”, com baixa concentração de sulfato. A figura 5 representa um sistema de filtração por membranas. Neste caso a separação ocorre por exclusão, ou seja, em função do tamanho das partículas ou solutos presentes no sistema a purificar.

Figura 5: Representação esquemática do processo de separação com membrana.

A concentração de sulfato na água após a dessulfatação é reduzida para teores entre 100 e 20 mg/L É válido ressaltar que o concentrado obtido é um fluido rico em sulfato, com alto potencial de precipitação (CaSO4), e por este fato é recomendado o uso de inibidores de incrustações nas URS.

REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA

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