Avaliação da compatibilidade entre água de formação de poços de petróleo e inibidores de incrustação e corrosão por turbidimetria /
Resumo : Na indústria do petróleo quando há um declínio na produção primária, há um aumento do volume de água de formação associado ao óleo. Desta forma, dependendo das características físico-químicas destas águas, utilizam-se aditivos químicos para corrigir possíveis problemas operacionais, dentre...
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| Resumo: | Resumo : Na indústria do petróleo quando há um declínio na produção primária, há um aumento do volume de água de formação associado ao óleo. Desta forma, dependendo das características físico-químicas destas águas, utilizam-se aditivos químicos para corrigir possíveis problemas operacionais, dentre outros aditivos. Estes produtos não são injetados sozinhos dentro de um determinado processo e como resultado seus fluidos contêm uma composição complexa de inúmeros compsotos químicos, que podem interagir uns com os outros, causando efeitospositivos ou negativos. A partir deste fato, questiona-se a respeito de problemas operacionais como, por exemplo, formação de depósitos salinos (incrustação), corrosão dos equipamentos, entre outros, que podeocorrer como consequência da incompatibilidade entre os aditivos. Esse trabalho teve por objetivo avalias a compatibilidade entre a água de formação de poços de petróleo com inibidores de incrustação e corrosãp por turbidimetria. Para isso foram preparadas quatro águas de formação sintética, denominadas AF1, AF2, AF1*, AF2*. Sendo que as duas primeiras foram obtidas a partir das composições químicas de águas produzidas em campos produtores de petróleo e nas duas últimas foram adicionados 20% de íons Ca++, além da concentração já existente. A turbidez das salmouras foi avaliada a partir da preparação destas águas sintéticas contendo inibidores de incrustação e/ou de corrosão pelo método turbidimétrico. Em todos os casos analisados foi observado um padrão de comportamento de aumento de valores de turbidez, tanto nos brancos, como nas salmouras, no entanto, nenhuma amostra apresentou valor de turbidez maior que 25 N.T.U., estipulado como limite de turvação significativa e característica de incompatibilidade entre inibidores e água de formação.#$&Abstract: In the oil industry when there is a decline in primary production, there is an increase volume of formation water associated with oil. Thus, depending on the physico-chemical characteristics of these waters are used chemical. additives to correct possible operational problems and other additives. These products are injected alone within a given pocess and as a result of their fluids contain a complex mixture of many chemical compounds that can interact with each other, causing positive or negative effects. From this fact, we question regarding operational problems, for example, formation of salt deposits (inlay), corrosion of equipment, among others, that may occur as a result of incompatibility between the additives. This study aimed to evaluate the compatibility between the formation water of oil weççs with inhibitors of fouling and corrosion by turbidimetry. To this were prepared four synthetic formation waters, called AF1, AF2, AF1* AF2*. As the first two were obtained from the chemical composition of water produced in oil production fields and in the last two were added to 20% of Ca++, in addition to the existing concentratio. The turbidity of the brine was evaluated from the preparation of synthetic water containing inhibitors of fouling and corrosion by turbidimetric method. In all cases analyzed we saw a pattern of increased turbidity values, both in white, like pickles, no samples showed turbidity above 25 NTU, as stipulated as limit turbidity and significant feature of incompatibility between inhibitors and formation water. |
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