Tratamiento de pozos inhibidor de incrustaciones.

Método para inhibir la formación de incrustaciones en el interior de un sistema de producción de hidrocarburos,

comprendiendo dicho método la puesta en contacto de dicho sistema con un copolímero formado a partir de una sal de dialilamonio de fórmula (I).**Fórmula**

(en la que

R1 y R2 son cada una de manera independiente hidrógeno o radicales orgánicos no sustituidos que presentan de 1 a 20 átomos de carbono;

cada R se selecciona de manera independiente entre hidrógeno y radicales orgánicos que presentan de 1 a 20 átomos de carbono; y

X es un contraión;

y al menos un monómero aniónico de fórmula (II)**Fórmula**

(en la que

R3 es -CO2Z, -SO3Z, -PO3Z2 o un grupo alquilo o arilo sustituido con al menos un grupo -CO2Z, -SO3Z o -PO3Z2 en el que Z es un átomo de hidrógeno o un átomo de metal univalente;

R4, R5 y R6 son cada una de manera independiente hidrógeno, un grupo alquilo o arilo opcionalmente sustituido que presenta de 1 a 6 átomos de carbono o un grupo R3 del modo definido anteriormente en la presente memoria, donde dicho copolímero no comprende monómeros de acrilamida y dicho copolímero comprende al menos 5 % en peso de cada monómero en relación con el peso total de los monómeros.

Tratamiento de pozos inhibidor de incrustaciones

[1] La presente invención se refiere a un método para reducir la formación de incrustaciones en un pozo de hidrocarburos, y a novedosos inhibidores de incrustaciones para su uso en este método.

[2] Durante la explotación de un pozo de hidrocarburos (es decir, un pozo de gas o de petróleo), pueden surgir diversos problemas de fondo de pozo entre los que se incluye la deposición de incrustaciones, lo que inhibe el flujo de hidrocarburos. Las incrustaciones son un problema relacionado con el agua que surge como resultado de la mezcla de fluidos acuosos incompatibles en la formación (es decir, la roca). Por ejemplo, en los casos en que se inyecta agua de mar en una formación subterránea para conducir el petróleo a través de la formación a un pozo productor, las diferencias en la naturaleza de los iones presentes en el agua de inyección y los que ya están presentes en la formación puede que provoquen la precipitación de las sales metálicas. En el mar del Norte, los problemas típicos con las incrustaciones guardan relación con la formación de sales inorgánicas como BaS4, SrS4, CaS4 y CaCC>3. Estas sales precipitan en forma de incrustaciones, lo que, si no se trata, provoca la formación de incrustaciones en el equipo y/o tubería de producción en superficie y subterráneo y, en última instancia, el bloqueo del pozo. La mezcla de fluidos acuosos incompatibles suele darse en la zona próxima al pozo de una formación subterránea. La gravedad del problema depende en gran medida de las condiciones de explotación del campo, que pueden variar desde tendencias leves de formación de incrustaciones a extremas.

[3] Típicamente, para evitar la formación de incrustaciones en el sistema, se inyecta un inhibidor químico de manera continua y/o en tratamientos periódicos de «inyección forzada». El inhibidor de incrustaciones evita la formación de incrustaciones, lo que aumenta de este modo el flujo de petróleo o gas. Se piensa que los inhibidores químicos de incrustaciones actúan o bien por inhibición de la nucleación o por retraso del crecimiento de cristales. En el retraso del crecimiento de cristales, se cree que un inhibidor de incrustaciones se adsorbe en los centros activos de los cristales de las incrustaciones, lo que evita de este modo un crecimiento mayor de los cristales de las incrustaciones. En la inhibición de la nucleación, el mecanismo de inhibición de incrustaciones implica la adsorción endotérmica de la especie del inhibidor, lo que provoca la disolución de los embriones de las incrustaciones (por ejemplo, el sulfato de bario).

[4] En el caso de tratamientos en yacimientos destinados a proteger la zona crucial próxima al pozo, los tratamientos de «inyección forzada» son normalmente la mejor opción. En un tratamiento de «inyección forzada», un inhibidor de incrustaciones en concentraciones entre 5-2 % en peso se inyecta normalmente en la formación a través de un pozo productor tras un prelavado. Tras el sobredesplazamiento y el cierre, se reanuda la producción del pozo. Idealmente, el inhibidor de incrustaciones se filtra o discurre de vuelta a la superficie de la formación por medio del agua de producción en una concentración mínima necesaria para evitar la formación de incrustaciones tanto en el pozo como en la zona próxima al pozo. Más específicamente, el proceso de filtrado debe dejar una concentración baja pero igualmente eficaz (por ejemplo, alrededor de 1-5 ppm) del inhibidor de incrustaciones en el agua producida para evitar la deposición de incrustaciones. No obstante, en función de la retención del inhibidor y de las propiedades de liberación en la formación, el efecto de este tratamiento puede que dure de un mes hasta 24 meses aproximadamente. Por motivos económicos, se desea claramente un periodo prolongado de protección frente a la formación de incrustaciones.

[5] Una curva de retorno ideal de inhibidor de incrustaciones para la concentración de inhibidor de incrustaciones es aquella en la que, tras la finalización del sobredesplazamiento, el inhibidor se desorbe en el agua producida a una velocidad que proporciona una concentración constante que es la mínima necesaria para evitar la formación de incrustaciones. Todavía más idealmente, este proceso continúa hasta que todo el inhibidor de incrustaciones introducido por inyección forzada en la formación se libere de este modo.

[6] No obstante, típicamente los tratamientos de inyección forzada no proporcionan unas curvas de retorno de inhibidor de incrustaciones ideales. La concentración de inhibidor de incrustaciones en el agua producida suele ser al principio alta, y mucho mayor que la necesaria para evitar la formación de incrustaciones, como consecuencia de la incapacidad del inhibidor de adsorberse en la formación. A partir de ese momento, la concentración de inhibidor de incrustaciones tiende a disminuir hasta que finalmente se encuentra por debajo del mínimo necesario para evitar la deposición de incrustaciones. Por tanto, este proceso no es eficaz, ya que una gran parte del inhibidor introducido en el tratamiento de inyección forzada se devuelve casi de inmediato y no sirve para evitar la formación de incrustaciones. Asimismo, la repetición regular del tratamiento de inhibidor de incrustaciones no es muy deseable puesto que siempre es necesario detener la producción petrolífera para permitir que el tratamiento se lleve a cabo.

[7] Para su uso como sustancias químicas para la «inyección forzada», las dos propiedades principales que se necesitan para los inhibidores de incrustaciones son las siguientes:

(i) Umbral de inhibición: la sustancia química debe ser capaz de inhibir la formación de incrustaciones en concentraciones muy bajas, típicamente del orden de 1-3 ppm.

(¡i) Larga vida útil de la «inyección forzada»: la sustancia química debe mostrar un perfil largo de retorno del yacimiento (típicamente 3-12 meses) a niveles por encima del umbral necesario o la concentración inhibitoria mínima (CIM).

[8] En consecuencia, un inhibidor de incrustaciones de tratamiento de «inyección forzada» eficaz no solo debe ser capaz de inhibir las incrustaciones, sino que también debe tener la interacción deseada con la formación para proporcionar curvas de retorno lo bastante prolongadas. Además de lo anterior, el inhibidor de incrustaciones debe ser compatible con las salmueras del campo y ser relativamente estable frente a la degradación térmica en condiciones de yacimiento.

[9] Existe un amplio abanico de inhibidores de incrustaciones disponibles comercialmente, pero la gran mayoría están diseñados para el tratamiento de sistemas acuosos sencillos, como por ejemplo sistemas de agua de caldera, de refrigeración y de calefacción. No obstante, el tratamiento de dichos sistemas es mucho más fácil que la inhibición de incrustaciones en un sistema de hidrocarburos puesto que, una vez que se añade al sistema, el inhibidor de incrustaciones sencillamente circula por este (es decir, el sistema está cerrado). Como resultado, no es necesario que el inhibidor tenga una interacción específica dentro del sistema para que se mantenga durante un periodo de tiempo. Por ello, los inhibidores de incrustaciones que resultan de utilidad en sistemas acuosos sencillos a menudo no son adecuados para el tratamiento de un pozo de hidrocarburos.

[1] Entre los inhibidores de incrustaciones comúnmente usados en la industria petrolera se incluyen fosfonatos, ásteres de fosfonato, sulfonatos y polímeros como homopolímeros y copolímeros que comprenden grupos fosfonato, sulfonato y/o carboxilato. El documento EP64381, por ejemplo, da a conocer inhibidores de incrustaciones poliméñcos. No obstante, en algunas circunstancias, estas sustancias químicas no son capaces de evitar la precipitación de las incrustaciones, como por ejemplo en los casos en que el potencial de incrustación es muy alto.

[11] En consecuencia, todavía existe la necesidad de métodos alternativos de tratamiento de pozos que inhiban (por ejemplo, eviten) la formación de incrustaciones y, en particular, de métodos que mejoren la eficacia de inhibición de las incrustaciones y/o prolonguen los efectos de un tratamiento de «inyección forzada». Asimismo, debido a la preocupación cada vez mayor por el medio ambiente, los inhibidores de incrustaciones para su uso en dichos métodos deben presentar preferiblemente buenas propiedades de biodegradación con una baja toxicidad y una baja bioacumulación.

[12] Se ha observado ahora que determinados agentes poliméñcos son especialmente adecuados para su uso como inhibidores de incrustaciones, en particular cuando se aplican a modo de tratamiento de «inyección forzada».

[13] En consecuencia,... [Seguir leyendo]

1. Método para inhibir la formación de incrustaciones en el interior de un sistema de producción de hidrocarburos, comprendiendo dicho método la puesta en contacto de dicho sistema con un copolímero formado a partir de una sal de dialilamonio de fórmula (I).

(en la que

R1 y R2 son cada una de manera independiente hidrógeno o radicales orgánicos no sustituidos que presentan de 1 a 2 átomos de carbono;

cada R se selecciona de manera independiente entre hidrógeno y radicales orgánicos que presentan de 1 1 a 2 átomos de carbono; y

X es un contraión;

y al menos un monómero aniónico de fórmula (II)

R3

R4

(üa)

(en la que

R3 es -CO2Z, -SO3Z, -PO3Z2O un grupo alquilo o arilo sustituido con al menos un grupo -C2Z, -SO3Z o -PC^en el que Z es un átomo de hidrógeno o un átomo de metal univalente;

R4, R5 y R6 7 son cada una de manera independiente hidrógeno, un grupo alquilo o arilo opcionalmente 2 sustituido que presenta de 1 a 6 átomos de carbono o un grupo R3 del modo definido anteriormente en

la presente memoria, donde dicho copolímero no comprende monómeros de acrilamida y dicho copolímero comprende al menos 5 % en peso de cada monómero en relación con el peso total de los monómeros.

2. Método según la reivindicación 1, en el que R1 y R2 en la fórmula (I) son ambas metilo.

3. Método según la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que dicho copolímero comprende al menos 1 %

en peso de cada monómero en relación con el peso total de los monómeros.

4. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en el que dicho copolímero está formado a partir de

cloruro de dialildimetilamonio.

5. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, en el que R3 es un grupo -C2Z, -S3Z, o -PO3Z2.

6. Método según la reivindicación 5, en el que R3 es un grupo -C2Z o un grupo -P3Z2.

7. Método según la reivindicación 6, en el que R3 es un grupo -P3Z2.

8. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que dicho monómero aniónico se selecciona entre ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido sulfónico de vinilo, ácido fosfónico de vinilo, anhídrido maleico, ácido itacónico, ácido maleico y ácido sulfónico de estireno.

9. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en el que dicho monómero aniónico se selecciona entre ácido acrílico, ácido sulfónico de vinilo y ácido fosfónico de vinilo.

1. Método según la reivindicación 9, en el que dicho monómero aniónico se selecciona entre ácido acrílico y ácido fosfónico de vinilo.

11. Método según la reivindicación 1, en el que dicho monómero aniónico es ácido fosfónico de vinilo.

12. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, en el que dicho copolímero está formado a partir de monómeros aniónicos de fórmula (II) que proporcionan al menos dos grupos aniónicos diferentes.

13. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicho copolímero no comprende un monómero no iónico.

14. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicho copolímero comprende unidades repetidas representadas por la fórmula (III) y/o la fórmula (IV)

(in)

(IV)

(en las que

R, R1 y R2 son según se define en la reivindicación 1;

R3, R4, R5, R6 y X son según se define en la reivindicación 1; n está entre 1 y 5; y m está entre 1 y 2).

15. Método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que el peso molecular medio en peso de dicho copolímero se encuentra en el intervalo de 8 a 5.

16. Método según la reivindicación 15, en el que el peso molecular medio en peso de dicho copolímero se encuentra en el intervalo de 1 a 1.

17. Método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que dicho copolímero se aplica en forma de dispersión o solución en un vehículo líquido.

18. Método según la reivindicación 17, en el que dicho copolímero está presente en dicho vehículo líquido en una concentración de 6-5 % en peso.