Inhibidor de incrustaciones.

Un procedimiento para inhibir la formación de incrustaciones en una formación subterránea para la producciónde petróleo o gas,

que comprende añadir a la formación una composición que comprende un quelante de metales,un inhibidor de las incrustaciones y 1 a 10% en peso de cationes de metales divalentes, en donde la constante deestabilidad del quelante de metales - quelato de catión de metales a temperatura ambiente es igual a o mayor quela constante de estabilidad del quelato formado a partir de los cationes de metales y del inhibidor de lasincrustaciones, y en el que la solubilidad del quelato formado a partir de los cationes de metales y el inhibidor delas incrustaciones disminuye al aumentar la temperatura, en donde el pH de la composición se ajusta a 4 - 14.

Inhibidor de incrustaciones Esta invención se refiere a una nueva composición inhibidora de incrustaciones y a un procedimiento para inhibir las incrustaciones durante operaciones en campos petrolíferos, aplicando dicho inhibidor de las incrustaciones al agua o a la emulsión de agua/petróleo durante las operaciones en yacimientos petrolíferos.

Antecedentes El agua procedente de fuentes naturales contiene a menudo minerales disueltos, con una presencia apreciable de iones tales como Ca2+, Mg2+ y, en el caso de agua de formación de yacimientos petrolíferos, Ba2+, Sr2+ y Ra2+. Bajo condiciones de temperatura o de cambio de pH, la pérdida de dióxido de carbono procedente de la disolución o la mezcla con otro contenido en mineral diferente que contiene agua, especies relativamente insolubles tales como carbonatos y sulfatos se pueden depositar a partir de la disolución en forma de incrustaciones. En yacimientos petrolíferos en alta mar, una deposición de este tipo puede ser particularmente aguda cuando el agua marina con contenido en sulfatos, bombeada de forma subterránea para ayudar a la recuperación de petróleo, entra en contacto con el agua de formación.

Las incrustaciones depositadas impiden la recuperación del petróleo, e incluso pueden convertirse lo suficientemente intensas como para bloquear a un pozo petrolífero. Por lo tanto, es un proceso habitual tratar los pozos petrolíferos con un inhibidor de las incrustaciones para minimizar o prevenir la deposición de incrustaciones.

En uso, una disolución relativamente concentrada del inhibidor de las incrustaciones se bombea al pozo petrolífero y se arrastra a la formación. Desde aquí, se filtra de nuevo al agua producida, protegiendo al pozo y a las tuberías frente a la formación de incrustaciones.

Se ha de alcanzar un equilibrio minucioso de las propiedades. El inhibidor de las incrustaciones no solo tiene que controlar las incrustaciones, sino que también, por una parte, debe tener una solubilidad suficiente en las aguas a las temperaturas con las que se encuentre para permitir su disposición en la formación sin precipitar por sí mismo prematuramente a partir de la disolución, mientras que, por otra parte, debe mantenerse lo suficientemente firme en la roca de formación para dar una velocidad de filtración lenta adecuada. Si el inhibidor de las incrustaciones no se adsorbe de manera suficientemente firme, todo él volverá a filtrarse muy rápidamente y el pozo requerirá un tratamiento renovado después de un corto tiempo. La retención del inhibidor de las incrustaciones puede conseguirse mediante procesos de adsorción y precipitación. La precipitación es un método conocido para conseguir vidas útiles de compresión más prolongadas del inhibidor de las incrustaciones.

Técnica anterior

El documento EP-A-40442 describe un procedimiento de tratamiento de pozos, que comprende: mezclar una disolución acuosa que consiste esencialmente en agua, al menos un compuesto que contiene aniones inhibidores de las incrustaciones, al menos un compuesto que contiene cationes multivalentes, suficiente material alcalino para proporcionar un pH de la disolución que supere al pH al que un compuesto constituido por esos cationes inhibidores de las incrustaciones y aniones multivalentes comiencen a precipitar a la temperatura del depósito, y cantidad suficiente de al menos un compuesto que reaccione para proporcionar iones hidrógeno a una velocidad relativamente lenta para reducir subsiguientemente el pH de la disolución a uno al que comenzará dicha precipitación; e inyectar la disolución en el depósito a una velocidad y volumen adaptados de modo que (a) esencialmente toda la disolución penetre en el depósito antes de la aparición de cualquier magnitud significativa de dicha precipitación, y (b) se produzca una magnitud suficiente de dicha precipitación mientras que la disolución se encuentra en una localización próxima al pozo dentro del depósito.

El documento US-A-2009/0163389 describe una composición acuosa para tratar pozos de hidrocarburos, que comprende:

(a) un inhibidor de las incrustaciones y

(b) un tensioactivo viscoelástico, comprendiendo dicha composición, además, de 0 a menos de 1% en peso de ácido, seleccionado del grupo que consiste en ácido clorhídrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico, ácido fórmico, ácido acético, ácido cítrico, ácido maleico, ácido fluorhídrico, y mezclas de los mismos.

El documento US-5346010 describe un procedimiento para emplazar un inhibidor de las incrustaciones dentro de una formación subterránea con contenido en salmuera en la proximidad de un sondeo productor, que comprende: proporcionar una disolución acuosa de carácter ácido que comprende un inhibidor de las incrustaciones disuelto y un catión de metales, combinación que es ligeramente soluble en la salmuera de formación, un precursor que es capaz de reaccionar dentro de la formación para convertirse en un componente de carácter básico, y un agente quelante, en una cantidad eficaz para prevenir la descomposición del precursor tras el contacto con componentes tubulares de acero; inyectar la disolución acuosa de carácter ácido en la formación a través del sondeo; y producir fluidos de formación a partir del sondeo, después de que el precursor haya generado una cantidad de material de carácter básico suficiente para provocar que una cantidad del inhibidor de las incrustaciones y del catión de metales precipite dentro de la formación y que sea eficaz para proporcionar una inhibición de las incrustaciones.

El documento US-3633672 describe un método de inyectar en una formación un inhibidor de las incrustaciones que forma sales sólo ligeramente solubles del inhibidor en un pH de neutro a alcalino. Esto se realiza inyectando una composición que contiene una disolución de carácter altamente ácido, el inhibidor y una sal multivalente soluble. Cuando el ácido es neutralizado por la formación, aumenta el pH y precipita la sal del inhibidor ligeramente soluble. Ésta se disuelve luego lentamente en los fluidos producidos que protegen al equipo de producción. En la práctica, esta tecnología se ha encontrado poco fiable, ya que existe un bajo control sobre la velocidad de la reacción y el emplazamiento del precipitado. La formación debe ser de naturaleza de carácter básico, por lo que no es aplicable a una amplia gama de pozos.

El documento US-4393938 describe un método para inyectar una disolución de carácter ácido que contiene una mezcla de inhibidor de las incrustaciones, cationes multivalentes y cationes monovalentes. La sal catiónica multivalente del inhibidor de las incrustaciones se forma luego mediante intercambio de iones dentro de la formación debido al efecto tamponador de la formación. Este método está limitado por el tipo de depósito y la mineralogía y, a menudo, es ineficaz debido a un pobre rendimiento de la reacción de precipitación.

El documento US-5141655 describe un método para inyectar una composición de inhibidor de las incrustaciones de carácter ácido que incluye una sal multivalente soluble y un compuesto de tipo urea. En el emplazamiento en el fondo del pozo, el compuesto de tipo urea se descompone térmicamente para formar una disolución de carácter básico. Al pH más alto, se forma y precipita la sal catiónica del inhibidor de las incrustaciones. A temperaturas más bajas, p. ej. 40-60ºC, el compuesto tipo urea no se descompondría, el pH permanecería siendo el mismo y no precipitaría la sal del inhibidor de las incrustaciones. Este proceso es impulsado grandemente por la temperatura y está limitado a depósitos con una temperatura del fondo mayor que 80ºC.

Los documentos US-4860829 y SPE17008 describen un método para inyectar un inhibidor de las incrustaciones utilizando un quelante de metal con una constante de estabilidad menor que el inhibidor de las incrustaciones fosfonato, y una sal multivalente disuelta. Esto resulta en la liberación de los cationes multivalentes a partir del quelante. El inhibidor fosfonato precipita luego en forma de la sal catiónica. La reacción de precipitación se produce inmediatamente tras la mezcladura con los otros componentes. Una precipitación prematura puede provocar un deficiente emplazamiento del producto en el depósito. Se reivindica que alterando el pH se puede provocar un retraso en la precipitación. Este método es limitado, dado que el agente quelante debe tener una constante de estabilidad menor que el fosfonato, por lo que sólo se puede utilizar una estrecha selección de inhibidores de las incrustaciones. La temperatura es también un factor limitante, ya que a temperaturas elevadas del pozo, el inhibidor de las incrustaciones precipitará demasiado rápidamente y... [Seguir leyendo]

1. Un procedimiento para inhibir la formación de incrustaciones en una formación subterránea para la producción de petróleo o gas, que comprende añadir a la formación una composición que comprende un quelante de metales, un inhibidor de las incrustaciones y 1 a 10% en peso de cationes de metales divalentes, en donde la constante de estabilidad del quelante de metales -quelato de catión de metales a temperatura ambiente es igual a o mayor que la constante de estabilidad del quelato formado a partir de los cationes de metales y del inhibidor de las incrustaciones, y en el que la solubilidad del quelato formado a partir de los cationes de metales y el inhibidor de las incrustaciones disminuye al aumentar la temperatura, en donde el pH de la composición se ajusta .

4. 14.

2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el inhibidor de las incrustaciones se selecciona de ácido fosfónico, fosfonatos e inhibidores de las incrustaciones poliméricos.

3. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, en el que el tiempo entre la adición de la composición hasta la formación y precipitación del inhibidor de las incrustaciones es de 1 a 24 horas.

4. Procedimiento de acuerdo con una o más de las reivindicaciones 1-3, en el que la sal de metales se selecciona de hierro, manganeso, calcio, cadmio, zinc, estaño, níquel, magnesio y bario.

5. Procedimiento de acuerdo con una o más de las reivindicaciones 1-4, en el que el quelante de metales se selecciona de ácido 1, 2-diaminociclohexano-N, N’-tetraacético, 1, 2-bis (2 (dicarboximetil) aminoetoxi) etano, ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) , ácido dietilentriaminopentaacético (DTPA) , ácido aminobarbitúrico-N, N-ácido diacético, ácido nitroacético, ácido salicílico, ácido b-hidroxibutírico, 4-sulfoanilina-ácido diacético, ácido láctico, ácido glicólico, ácido glicérico, ácido glucónico, a-alanina, 3-sulfoanilina-ácido diacético, ácido 4-aminobenzoicoN, N-ácido diacético, adenosina fosfato, glicina, ácido 3-aminobenzoico-N, N-ácido diacético, serina, tirosina, anilina-ácido diacético, ácido N-butiletilendiamino-triacético, ácido aspártico, ácido glutámico, ácido Nciclohexiletilendiamina-triacético, N, N’-etilenbis (2 (o-hidroxifenil) ) glicina, ácido tartárico, ácido málico, ácido b- (Ntrimetilamonio-etilimino-diacético, 1, 2-dihidroxibenceno-3, 5-sulfonato disódico, ácido iminodiacético, ácido Ncianometilimino-diacético, adenosina di-fosfato, ácido N-carbetoxi-b-aminoetilimino-diacético, ácido tripolifosfórico, ácido cítrico, ácido N-metiltioetilimino-diacético, ácido tri-metafosfórico, ácido 8-hidroxiquinolina-5sulfónico, adenosina tri-fosfato, ácido N-metil-imino-diacético, ácido N-acetamidoimino-diacético, ácido baminoetilsulfónico-N, N’-ácido tetraacético, ácido N-metoxietilimino-diacético, 2-sulfoanilina-ácido diacético, ácido pentametilendiamina-tetraacético, ácido N-hidroxietilimino-diacético, ácido etilendiamina-N, N-diacético, ácido 1, 3diaminociclohexano-N, N’-tetraacético, ácido b-mercaptoetilimino-diacético, ácido tetra-metafosfórico, ácido nitrilopropiónico-diacético, ácido tetrametilendiamina-tetraacético, ácido 2-aminobenzoico-N, N-ácido diacético, HDTPA, ácido b-aminoetilfosfónico-N, N-ácido diacético, ácido N, N-dihidroxietiletilendiaminodiacético, ácido etilendiamina-tetra (metilenfosfónico) , ácido nitrilo triacético, ácido N-benciletilendiamina-triacético, ácido trimetilendiamina-tetraacético, ácido aminometilfosfónico-N, N-ácido diacético y ácido N-hidroxietilendiaminatriacético.

6. Procedimiento de acuerdo con una o más de las reivindicaciones 1-5, en el que el inhibidor de las incrustaciones se selecciona de dietilentriamina-penta (ácido metilenfosfónico) , nitrilo (ácido metilenfosfónico) , homopolímero difosfonato metacrílico, copolímero de ácido acrílico-difosfonato de aliletanolamina, terpolímero de SVS-ácido acrílico-difosfonato de alilamonio, terpolímero de ácido acrílico-ácido maleico-DETA alil-fosfonato, ácido poliaspártico, policarboxilato.

7. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, en el que el ajuste del pH se efectúa mediante la adición de KOH, NaOH, NH3 o compuestos de amina.

8. Procedimiento de acuerdo con una o más de las reivindicaciones 1-7, en donde la temperatura del fondo del pozo oscila entre más de 40 y 150ºC.

9. Composición que comprende un quelante de metales, un inhibidor de las incrustaciones y 1 a 10% en peso de cationes de metales divalentes, en donde la constante de estabilidad del quelante de metales - quelato de cationes de metales a temperatura ambiente es igual a o mayor que la constante de estabilidad del quelato formado a partir de los cationes de metales y del inhibidor de las incrustaciones, y en donde la solubilidad del quelato formado a partir de los cationes de metales y el inhibidor de las incrustaciones disminuye al aumentar la temperatura, teniendo la composición un pH de 4 a 14.

10. Uso de la composición de acuerdo con la reivindicación 9, para inhibir la formación de incrustaciones en una formación subterránea para la producción de petróleo o gas.