AVALIAÇÃO DA TEMPERATURA, TEMPO DE DISSOLUÇÃO E CONCENTRAÇÃO DE DTPA NA DISSOLUÇÃO DE INCRUSTAÇÃO DE SULFATO DE BÁRIO
Em poços de petróleo offshore, é muito comum realizar injeção de água do mar através de poços de injeção para recuperação de hidrocarbonetos. Quando a água do mar, rica em íons sulfato, se mistura com a água de formação, cuja composição pode conter cátions bivalentes, como bário e cálcio, muitas vezes leva à formação de sais de sulfato devido à sua incompatibilidade química. Esses sais podem causar sérios danos em poços de produção. O sulfato de bário (BaSO4) é a incrustação mais problemática e pode causar muitas complicações. Para resolver este problema, são utilizados ácidos policarboxílicos, como o ácido dietileno triamina pentaacético. Assim, o foco principal deste trabalho foi desenvolver um procedimento experimental para estudar a dissolução de BaSO4. Inicialmente, por meio de testes estáticos para entender a relação entre concentração da solução removedora, temperatura e tempo de dissolução, e depois por meio de testes dinâmicos em reservatórios de arenito. Com base nos resultados obtidos, nos testes estáticos, a melhor condição para a dissolução da barita foi em altas temperaturas (80 ºC) e tempo de contato de 48 horas, pois a partir de 50 ºC há um aumento na taxa de dissolução, associado a um longo tempo de contato entre a solução removedora e a barita. Nos testes dinâmicos, após a formação de incrustações, a barita pode ser removida, mas a alta concentração de DTPA deve ser evitada.
AVALIAÇÃO DA TEMPERATURA, TEMPO DE DISSOLUÇÃO E CONCENTRAÇÃO DE DTPA NA DISSOLUÇÃO DE INCRUSTAÇÃO DE SULFATO DE BÁRIO
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DOI: 10.22533/at.ed.8112202081
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Palavras-chave: Incrustação mineral, barita, reservatório de petróleo, dano à formação.
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Keywords: Mineral scale, barite, oil reservoir, formation damage.
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Abstract:
In offshore oil wells, it is very common to perform seawater injection through injection wells for hydrocarbon recovery. When seawater, rich in sulfate ions, mixes with formation water, whose composition can contain divalent cations such as barium and calcium, it often leads to sulfate salts formation due to their chemical incompatibility. These salts can cause serious damage in production wells. The barium sulfate (BaSO4) is the most problematic scale and may cause many complications. To solve this issue, polycarboxylic acids, such as diethylene triamine pentaacetic acid, are used. Thus, the primary focus of this work was to develop an experimental procedure to study BaSO4 dissolution. Initially, through static tests to understand the relationship between dissolver concentration, temperature, and dissolution time, and then through dynamic tests in sandstone reservoirs. Based on the results obtained, in the static tests, the best condition for barite to dissolve was at high temperatures (80 ºC) and a contact time of 48 hours, since from 50 °C there is an increase in dissolution rate, associated with a long contact time between dissolver and barite. In the dynamic tests, barite could be removed after scale formation, but the high DTPA concentration should be avoided.
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Número de páginas: 21
- Geizila Aparecida Pires Abib
- Alexandre Sérvulo Lima Vaz Junior
- Georgiana Feitosa da Cruz
