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Universidade Santa Cecília

Incrustação em

Ambiente Off Shore Engenharia de Produção II

Fabiana Portela De Luca

RA:106602

Janeiro de 2013

LS Engenharia de Petróleo e Gás Natural - Turma 11

Engenharia de Produção II

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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Habert, A. C., Borges, C. P., Nóbrega, R. “Processos de separação por membranas”. Editora E – Papers, Rio de Janeiro, 2006.

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