ES2197691T3

ES2197691T3 - Metodo para prevenir depositos en la extraccion de petroleo.

Info

Publication number: ES2197691T3
Application number: ES99955517T
Authority: ES
Inventors: Hendrika Cornelia Kuzee; Hendricus Wilhelmus Carolina Raaijmakers
Original assignee: Cooperatie Cosun UA
Current assignee: Cooperatie Cosun UA
Priority date: 1998-06-09
Filing date: 1999-06-09
Publication date: 2004-01-01
Anticipated expiration: 2019-06-09
Also published as: AU4293899A; DE69908128D1; DE69908128T2; IL140086A0; BR9910996A; EP1093541B1; NO318085B1; CA2334782C; NO20006173L; WO1999064716A1; NZ508679A; CN1119500C; ATE241080T1; HUP0102433A2; EP1093541A1; RU2234596C2; CA2334782A1; NO20006173D0; NL1009356C2; BG105034A

Abstract

Método para prevenir la deposición de incrustaciones en la extracción de petróleo usando un compuesto policarboxi, caracterizado por el hecho de que un fructano con contenido en carboxilo conteniendo 0.3-3 grupos carboxilo por unidad de monosacárido es introducido en el agua de procesamiento, en el equipo de procesamiento o en la formación con contenido de petróleo.

Description

Método para prevenir depósitos en la extracción de petróleo.

La invención se refiere a un método para prevenir la deposición de sales metálicas durante la extracción de petróleo.

El agua se usa comúnmente en la extracción de petróleo. El agua es inyectada bajo presión en la reserva de petróleo. El petróleo presente en la roca es desplazado por el agua hacia los pozos de producción que se encuentran a corta distancia. Las rocas con contenido en petróleo también contienen agua, denominada como agua de formación. Este agua de formación normalmente contiene iones metálicos que potencialmente forman incrustaciones, tales como bario, calcio y estroncio. Bajo ciertas condiciones, estos cationes proporcionan productos insolubles. Mucho campos de petróleo están localizados en el mar, donde se usa agua marina para el desplazamiento del petróleo. El agua marina contiene elevadas concentraciones de iones de sulfato y de carbonato. Cuando el agua marina se mezcla con el agua de formación, se produce la formación de sales insolubles, como sulfato de bario, sulfato de calcio y carbonato de calcio. Esto ocasiona depósitos, no sólo en las rocas porosas sino también en tuberías y otros equipamientos usados para la extracción del petróleo. El agua de formación también contiene materiales radioactivos que se incorporan en el depósito formado. En consecuencia, para la eliminación de los depósitos se deben tomar medidas de protección de los trabajadores y el medio ambiente.

La formación de incrustaciones puede controlarse de diferentes maneras:

a): Para las incrustaciones de carbonato de calcio, el equilibrio puede desplazarse hacia bicarbonato (soluble) mediante la adición de un ácido o de CO_{2}. No obstante, la adición de ácido no produce el efecto deseado, en parte porque se produce corrosión y por la acción tampón del agua marina. Son necesarias grandes cantidades de ácido para reducir suficientemente el pH, lo que ocasiona un proceso económicamente poco interesante.

b): El equipamiento puede limpiarse periódicamente química o mecánicamente para eliminar las incrustaciones. La limpieza química puede ejecutarse usando ácidos fuertes o agentes complejantes como EDTA. Las desventajas son que de esta manera no se trata la deposición en las propias rocas y que este método tiene asociados inconvenientes medioambientales.

c): La formación de depósitos puede prevenirse con el uso de inhibidores de la incrustación. Los inhibidores de la incrustación son sustancias que reducen en gran medida la formación de incrustaciones, en parte por la inhibición del crecimiento de cristales. Este tipo de inhibidores son los más interesantes desde el punto de vista técnico y económico.

Algunas sustancias propuestas o usadas como inhibidores de la incrustación incluyen poliacrilatos, poliacrilamida, aminofosfonatos y fosfonatos. Por ejemplo, el uso de varias N-fosfonometil-poliaminas como inhibidores de las incrustaciones se describe en los documentos GB-A 2248 830 y WO 97/21905. La desventaja de estos productos es que se basan en materias primas petroquímicas y, por lo tanto, no renovables, que no son biodegradables y que algunas son tóxicas para el medio ambiente marino. El perfil medioambiental de los aditivos químicos usados para la extracción del petróleo juega un papel cada vez más significativo. En particular, esto sucede en el caso de extracciones de petróleo en el Mar del Norte. Los productos son clasificados basándose, entre otras cosas, en la biodegradabilidad y la toxicidad en el agua, prefiriendo en gran medida los productos mejor clasificados. En consecuencia, existe una necesidad en aumento de inhibidores de la incrustación con un buen perfil medioambiental. Además, muchos inhibidores de la incrustación conocidos, especialmente los fosfonatos, tienen un rendimiento reducido en presencia de iones de hierro; concentraciones elevadas de iones de hierro pueden producir la corrosión de tuberías y del equipamiento, ocasionando incrustaciones de hierro, por ejemplo de Fe(OH)_{3} y de FeCO_{3}.

En la patente US-A 4 561 982 se proponen los polisacáridos oxidados, como el almidón, la celulosa y la carboximetilcelulosa, como inhibidores de la incrustación. Al menos algunos de los anillos de glucosa en estos polisacáridos han sido oxidados a grupos que tienen la fórmula:

-CH(COOH)-CHA-0-CH(COOH)-O-, donde A es CH_{2}OH, CH_{2}OCH_{2}COOH o COOH. Las aplicaciones propuestas son para sistemas de agua de refrigeración, instalaciones de desarenado, instalaciones geotérmicas y similares; no se menciona la extracción de petróleo y agua marina.

Recientemente se ha descubierto que la necesidad de mejores agentes inhibidores de la incrustación en la extracción de petróleo y gas se puede satisfacer mediante el uso de inulina con contenido en carboxilo y otros fructanos con contenido en carboxilo. Estos derivados presentan una buena acción inhibitoria de las incrustaciones, son biodegradables y no tóxicos; y además, la presencia de iones de hierro no afecta a su rendimiento.

En este contexto, se entiende que los fructanos abarcan todos los oligosacáridos y polisacáridos que tienen una mayoría de unidades de anhidrofructosa. Los fructanos pueden tener la distribución de la longitud de cadena polidispersa y pueden ser de cadena recta o ramificada. El fructano puede contener principalmente enlaces \beta-2,6, como en el levano. Preferiblemente, el fructano contiene principalmente enlaces \beta-2,1, como en la inulina.

En este contexto, se entiende que los fructanos con contenido en carboxilo son derivados de la inulina u otros fructanos que contienen 0.3-3 grupos carboxilo por unidad de anhidrofructosa. En particular, el derivado contiene al menos 0.8 grupos carboxilo por unidad de anhidrofructosa. Los grupos carboxilo pueden estar presentes en forma de grupos carboxialquilo, tales como grupos carboximetilo, carboxietilo, dicarboximetilo o carboxietoxicarbonilo. Se pueden obtener por eterificación del fructano de la manera conocida. Los grupos carboxilo también pueden estar presentes en forma de grupos hidroximetileno o hidroximetilo oxidados. También pueden emplearse carboxifructanos mixtos. Preferiblemente, el número de grupos carboximetilo es superior al número de otros grupos carboxilo. El más preferido es la carboximetilinulina (CMI).

La carboximetilinulina (CMI) con un DS de 0.15-2.5 se describe en WO 95/15984 y en el artículo de Verraest et al. en JAOCS, 73 (1996) pp. 55-62. Se prepara realizando la reacción de una solución concentrada de inulina con cloroacetato de sodio a una temperatura elevada. En WO 96/34017 se describe la carboxiletilinulina (CEI). La oxidación de la inulina se describe, por ejemplo, en WO 91/17189 y WO 95/12619 (oxidación C3-C4, que produce dicarboxiinulina, DCI) y en WO 95/07303 (oxidación C6). En el caso de los derivados de carboxilo mixtos, la inulina pueden haber sido previamente carboximetilada y posteriormente oxidada o (preferiblemente) a la inversa.

El fructano con contenido en carboxilo tiene una longitud de cadena media (= grado de polimerización, DP) de al menos 3, aumentando hasta aproximadamente 1000. Preferiblemente, la longitud de cadena media es entre 6-60 unidades de monosacáridos. El fructano poder opcionalmente haber sido sometido a un tratamiento anterior de reducción con el objetivo de eliminar los grupos reductores.

Los derivados modificados del fructano que según la invención pueden ser convertidos en carboxialquilfructanos son, por ejemplo, los fructanos en los que la longitud de cadena ha sido extendida enzimáticamente, los productos de la hidrólisis del fructano, es decir, derivados del fructano que tienen una cadena reducida, y los productos fraccionados con una longitud de cadena modificada. El fraccionamiento de fructanos como la inulina puede efectuarse, por ejemplo, mediante cristalización a baja temperatura (ver WO 94/01849), cromatografía en columna (ver WO 94/12541), filtración de membranas (ver EP-A 440 074 y EP-A 627 490) o precipitación selectiva con alcohol. La hidrólisis para producir fructanos más cortos puede realizarse previamente, por ejemplo, de forma enzimática (endo-inulinasa), química (agua y ácido) o por catálisis heterogénea (columna ácida). Los fructanos hidroxialquilados y/o reticulados también pueden usarse en el método según la invención tras la carboxialquilación y, en caso necesario, la oxidación.

El carboximetilfructano puede usarse en forma de una sustancia purificada, pero también puede usarse el producto de calidad técnica obtenido directamente por carboximetilación. Específicamente, se ha descubierto que cualquier impureza, como el ácido glicólico y el ácido diglicólico, tiene efectos negativos en la acción de la CMI. Puede emplearse el ácido libre, pero también una sal, como las sales de sodio, potasio o amonio.

La concentración de fructano con contenido en carboxilo, en particular CMI, en el agua de procesamiento, es en general de entre 0.5 y 200 ppm (partes en peso) y, en particular, entre 2 y 50 ppm. También se pueden usar mezclas del fructano con contenido en carboxilo y otros inhibidores de la incrustación como los poliacrilatos o fosfonatos, preferiblemente en una proporción de al menos 1 parte de fructano con contenido en carboxilo por 1 parte del otro agente.

El inhibidor de la incrustación puede ser añadido al agua del mar y bombeado en la formación con contenido en petróleo de esta manera. El inhibidor puede también ser introducido en los lugares específicos del equipo de procesamiento donde se forman depósitos. El inhibidor puede también ser inyectado de manera continua en los fluidos en el fondo del pozo de petróleo. Otra técnica es la técnica ''squeeze'', donde el inhibidor es introducido en la roca. El inhibidor se precipita y/o es adsorbido por la formación. Con el tiempo, se libera el suficiente inhibidor mediante desorción con el objetivo de prevenir la formación de incrustaciones. Tras algunos meses, la reserva de inhibidor de la incrustación se agota y se repite el proceso. La solicitud no se limita a la extracción de petróleo en el mar, sino que también se refiere a otros procesos de extracción en los que se usa agua como agente de desplazamiento, no sólo en el mar, sino también en tierra.

Ejemplo 1

Se determinó la acción de inhibición de las incrustaciones del CMI (DP\approx10) para el carbonato de calcio. Se preparó una solución saturada de carbonato de calcio mezclando una solución de cloruro de calcio con una solución de carbonato de sodio, para formar una cantidad máxima de carbonato de calcio de 95 mg/l. Se añadió 1 mg/l o 5 mg/l de inhibidor a la solución. El pH de la solución fue ajustado a 10.0 y la solución fue entonces puesta aparte a 75°C, bajo agitación. Después de 20 horas, la solución fue filtrada a través de un filtro de banda blanca y se determinó el contenido de calcio del filtrado. La acción del inhibidor se calculó basándose en el valor del calcio del experimento sin inhibidor (0 por cien de inhibición) y el valor del calcio cuando no se formó precipitado (100 por cien de inhibición). Esto dio los resultados que se especifican en la Tabla 1.

TABLA 1

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|l|c|c|}\hline 
 \+ Inhibición con 1 mg/l  \+ Inhibición con 5 mg/l \\\hline  CMI DS
= 1.0  \+ 88  \+ 100 \\\hline  CMI DS = 2.0  \+ 21  \+ 100 \\\hline 
Poliacrilato 4500  \+ 60  \+ 100
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Ejemplo 2

Se determinó la acción de inhibición de la incrustación del CMI (DP\approx10) para el sulfato de calcio. Se preparó una solución de sulfato de calcio saturada mezclando una solución de cloruro de calcio con una solución de sulfato de sodio, para formar una cantidad máxima de sulfato de calcio de 10,000 mg/l. Se añadió 1 mg/l, 5 mg/l o 10 mg/l de inhibidor a la solución. El pH de la solución fue ajustado a 7.0 y la solución fue entonces dejada reposar a 30°C. Después de 20 horas la solución fue filtrada a través de un filtro de banda roja y se determinó el contenido de calcio del filtrado. La acción del inhibidor fue calculada basándose en el valor del calcio del experimento sin inhibidor (0 por cien de inhibición) y el valor del calcio cuando no se formó precipitado (100 por cien de inhibición). Esto produjo los resultados especificados en la Tabla 2.

TABLA 2

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|l|c|c|c|}\hline
  \+ Inhibición con  \+ Inhibición con  \+ Inhibición con \\   \+ 1
mg/l  \+ 5 mg/l  \+ 10 mg/l \\\hline  CMI DS = 1.0  \+ 11.7  \+ 77.8
 \+ 90.5 \\\hline  CMI DS = 2.0  \+ 23.1  \+ 90.0  \+ 93.0 \\\hline 
Fosfonato  \+ 35.9  \+ 87.6  \+ 89.2 \\\hline  Poliacrilato 4500  \+
29.1  \+ 89.7  \+ 92.4
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Ejemplo 3

Se repitió el ejemplo 2 (inhibición de la incrustación del sulfato de calcio), excepto porque la solución fue filtrada tras 7 días en lugar de 20 horas. Los resultados se especifican en la Tabla 3.

TABLA 3

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|l|c|c|c|}\hline
  \+ Inhibición (%) con  \+ Inhibición (%) con  \+ Inhibición (%)
con \\   \+ 1 mg/l  \+ 5 mg/l  \+ 10 mg/l \\\hline  CMI DS = 1.0  \+
5.2  \+ 81.0  \+ 87.3 \\\hline  CMI DS = 2.0  \+ 8.0  \+ 92.4  \+
93.9 \\\hline  Fosfonato  \+ 2.7  \+ 56.9  \+ 86.9 \\\hline 
Poliacrilato 4500  \+ 5.3  \+ 88.6  \+ 89.6
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Ejemplo 4

La acción de inhibición de la incrustación del CMI (DP=10) fue determinada para el sulfato de bario. Se preparó una solución de sulfato de bario saturada mezclando una solución de cloruro de bario (380 mg/l) con una solución de sulfato de sodio (3350 mg/l) en una proporción de 1:1, para formar una cantidad máxima de sulfato de bario de 210 mg/l. Se añadieron 5 mg/l, 10 mg/l o 15 mg/l de inhibidor a la solución. El pH de la solución fue ajustado a 5.5 por adición de 1 ml de tampón de acetato (13.6 g de trihidrato de acetato sódico y 0.5 g de ácido acético por 100 ml) por 100 ml. La solución fue entonces dejada reposar a 80°C. Después de 10 horas, la solución fue filtrada por succión a través de un filtro Millipore de 0.45 \mum y se determinó el contenido de bario del filtrado. La acción del inhibidor fue calculada basándose en el valor del bario para el experimento sin inhibidor (0 por cien de inhibición) y el valor del bario cuando no se formó precipitado (100 por cien de inhibición). Los resultados se dan en la Tabla 4.

TABLA 4

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|l|c|c|c|}\hline
  \+ Inhibición (%)  \+ Inhibición (%) \+ Inhibición (%) \\   \+ con
5 mg/l  \+ con 10 mg/l  \+ con 15 mg/l \\\hline  CMI DS = 1.0, DP =
10  \+ 15.0  \+ 27.5  \+ 57.5 \\\hline  CMI DS = 2.0, DP = 10  \+
78.0  \+ 96.5  \+ 100 \\\hline  CMI DS = 2.0, DP = 20  \+ 82.5  \+
98.0  \+ 100 \\\hline  Pentafosfonato  \+ 18.0  \+ 38.5  \+ 55.5 \\ 
(DETPMP) \+ \+ \+
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Ejemplo 5

Se repitió el ejemplo 4, con la excepción de que la solución de sulfato de bario contenía 38 mg/l de iones Fe^{2+}. Los resultados se dan en la Tabla 5.

TABLA 5

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|l|c|c|c|}\hline
  \+ Inhibición (%)  \+ Inhibición (%) \+ Inhibición (%) \\   \+ con
5 mg/l  \+ con 10 mg/l  \+ con 15 mg/l \\\hline  CMI DS = 2.0, DP =
10  \+ 75.0  \+ 92.0  \+ 98.5 \\\hline  CMI DS = 2.0, DP = 20  \+
80.5  \+ 96.0  \+ 99.0 \\\hline  Pentafosfonato  \+ 12.0  \+ 21.5 
\+ 34.5 \\  (DETPMP) \+ \+ \+
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Claims

1. Método para prevenir la deposición de incrustaciones en la extracción de petróleo usando un compuesto policarboxi, caracterizado por el hecho de que un fructano con contenido en carboxilo conteniendo 0.3-3 grupos carboxilo por unidad de monosacárido es introducido en el agua de procesamiento, en el equipo de procesamiento o en la formación con contenido de petróleo.

2. Método según la reivindicación 1, en el que el fructano con contenido en carboxilo es introducido en el agua de procesamiento en una concentración de hasta 0.5-200 ppm, preferiblemente de 2 a 50 ppm.

3. Método según las reivindicaciones 1 ó 2, en el que el fructano con contenido en carboxilo contiene al menos 0.8 grupos carboxilo por unidad de monosacárido.

4. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-3, en el que el fructano con contenido en carboxilo contiene 0.7-2.5 grupos de carboximetilo por unidad de monosacárido.

5. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-4, en el que el fructano con contenido en carboxilo es carboximetilinulina con un grado medio de polimerización de 6-60.

6. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-5, en el que la incrustación comprende sales de calcio, bario y/o estroncio.

7. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-6, en el que la incrustación comprende sales de carbonato y/o sulfato.

8. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-7, en el que la incrustación comprende sales de hierro.

9. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-8, en el que se usa un producto obtenido directamente por la carboxialquilación de un fructano.

10. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-8, en el que se usa un carboxialquilfructano purificado.

11. Método según cualquiera de las reivindicaciones 1-10, en el que el agua de procesamiento es agua de mar.