UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA INSTITUTO DE QUÍMICA GRADUAÇÃO EM QUÍMICA DO PETRÓLEO LAPET – LABORATÓRIO DE PESQUISA EM PETRÓLEO GUILHERME NUNES DA COSTA ESTUDO DA EFICIÊNCIA DE GRUPOS FOSFONATOS NA INIBIÇÃO DE INCRUSTAÇÃO DE CaCO3 NATAL – RN 2017 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E DA TERRA INSTITUTO DE QUÍMICA GRADUAÇÃO EM QUÍMICA DO PETRÓLEO LAPET – LABORATÓRIO DE PESQUISA EM PETRÓLEO GUILHERME NUNES DA COSTA ESTUDO DA EFICIÊNCIA DE GRUPOS FOSFONATOS NA INIBIÇÃO DE INCRUSTAÇÃO DE CaCO3 Monografia apresentada à banca da universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para obtenção do título de Bacharel em Química do Petróleo. NATAL – RN 2017 Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede Costa, Guilherme Nunes da. Estudo da eficiência de grupos fosfonatos na inibição de incrustação de CaCO3 / Guilherme Nunes da Costa. - 2017. 45 f.: il. Monografia (graduação) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Ciências Exatas e da Terra, Instituto de Química, Curso de Química do Petróleo. Natal, RN, 2017. Orientadora: Profª. Drª. Rosangela de Carvalho Balaban. Coorientador: Dr. Oldemar Ribeiro Cardoso. 1. Química - Monografia. 2. Incrustação - Monografia. 3. Carbonato de Cálcio - Monografia. 4. Fosfonato - Monografia. 5. Ácido aminotrismetilfosfônico - Monografia. 6. Agentes quelantes - Monografia. I. Balaban, Rosangela de Carvalho. II. Cardoso, Oldemar Ribeiro. III. Título. RN/UF/BCZM CDU 54 Guilherme Nunes da Costa ESTUDO DA EFICIÊNCIA DE GRUPOS FOSFONATOS NA INIBIÇÃO DE INCRUSTAÇÃO DE CaCO3 Monografia apresentada à banca da universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para obtenção do título de Bacharel em Química do Petróleo. Monografia apresentada em __/__/__ ________________________________________________ Prof. Dra. Rosangela de Carvalho Balaban Orientadora ________________________________________________ Dr. Oldemar Ribeiro Cardoso 1a Examinador ________________________________________________ Prof. Dra. Tatiana de Campos Bicudo 2a Examinador AGRADECIMENTOS Agradeço primeiramente a meu Senhor Jesus Cristo pela força que tem me dado, ânimo e vontade de vencer todos os dias. Para Ele, por Ele e por meio Dele são todas as coisas. Quero agradecer também a minha família por todo apoio que recebi durante esta caminhada, por me incentivar e dar todo o suporte necessário durante este tempo. Agradeço também a minha namorada Isabel por estar comigo em todos os momentos, por todas as conversas e palavras de incentivo que contribuíram muito nesta etapa da minha vida. Agradeço pelos conselhos, pela amizade e cumplicidade durante todo este tempo. Agradeço também a minha orientadora, Professora Dr.(a) Rosângela de Carvalho Balaban, pela grande oportunidade e pela confiança que me deu de fazer parte da equipe do LAPET e trabalhar neste projeto de pesquisa, o qual foi muito gratificante para mim e de enorme aprendizado não só acadêmico, mas conhecimentos que me fizeram crescer como pessoa. Agradeço também ao Dr. Oldemar Ribeiro Cardoso por todos os conselhos e conhecimentos transmitidos para mim, pela oportunidade de trabalharmos juntos, pelas orientações e todas as conversas que vou levar para vida toda. Quero agradecer também a Luciana Carvalho da Silva Paulucci por toda dedicação voluntária que teve no meu trabalho. Por todas as correções, dicas e pela imensa ajuda e contribuição que fizeram uma grande diferença neste trabalho. Sou muito grato a você Luciana. Agradeço também a Aline Nascimento Vasconcelos, Nurielly Lourhane Rodrigues Beserra e Nívia do Nascimento Marques por todo este tempo que trabalhamos juntos. Foi muito proveitoso cada momento, todas as conversas e ajuda que me deram. Aos meus colegas de curso Brenda Freitas e Roalisson Silva, que sempre estiveram presentes comigo nesta jornada. Agradeço a cada um que faz parte da família LAPET por ter me recebido e acolhido sempre da melhor maneira possível. Agradeço também pelas brincadeiras e conversas descontraídas com Railson, Marcus e Neide durante o horário de almoço. Por último, agradeço a FUNPEC (Fundação Norte-Rio-Grandense de Pesquisa e Cultura) pelo auxílio financeiro e todo suporte dado a este projeto. RESUMO A formação de incrustações em poços de petróleo está vinculada a diversos fatores que ocorrem simultaneamente durante todo o processo de produção do óleo. Perturbações no equilíbrio químico do sistema, alterações físicas e incompatibilidade química entre águas de diferentes composições são alguns agentes que contribuem para a formação destes depósitos salinos que ocasionam diversos prejuízos para a operação. Dentro deste contexto, se faz necessário um estudo sobre os inibidores de incrustação, que é o método mais eficaz para combater e prevenir a formação destes precipitados. Neste trabalho foi avaliada a eficiência do grupo fosfonato presente em inibidores de incrustação de CaCO3. Dois inibidores de mesma composição química (contendo grupos fosfonato), diferenciando-se entre si apenas na concentração de princípio ativo, foram avaliados. O ATMP (ácido aminotrismetilfosfônico) é um fosfonato muito empregado como inibidor de incrustação devido as suas propriedades quelantes. Este ligante possui em sua estrutura grupos amina e hidroxila capazes de formarem ligações covalentes e estabelecerem complexos com os íons Ca+2. Foi analisada a compatibilidade dos inibidores com as salmouras empregadas e avaliada a influência do teor de princípio ativo na eficiência dos produtos. O inibidor contendo maior teor de princípio ativo apresentou maior eficiência de inibição em condições dinâmicas. A vazão de injeção dos fluidos no capilar também foi um parâmetro estudado. Palavras-chave: Incrustação; Carbonato de cálcio; Fosfonato; Ácido aminotrismetilfosfônico; Agentes quelantes; Complexos; Compatibilidade. SUMÁRIO LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................9 LISTA DE TABELAS .................................................................................................10 1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................11 2. OBJETIVOS .......................................................................................................13 3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ...............................................................................14 3.1 Aspectos gerais sobre incrustações .............................................................14 3.2 Causas da incrustação .................................................................................16 3.3 Mecanismo de formação da incrustação ......................................................17 3.4 Carbonato de cálcio ......................................................................................20 3.5 Inibidores de incrustação ..............................................................................21 3.5.1 Fosfonatos ..............................................................................................23 4. MATERIAIS E MÉTODOS ..................................................................................26 4.1 Materiais........................................................................................................26 4.2 Teste de eficiência do inibidor de incrustação ..............................................27 4.3 Preparação das salmouras sintéticas ...........................................................27 4.4 Teste de compatibilidade ..............................................................................29 4.5 Teste de eficiência dinâmica ........................................................................30 5. RESULTADOS E DISCUSSÃO ..........................................................................32 5.1 Avaliação de compatibilidade .......................................................................32 5.2 Avaliação de eficiência de inibição dinâmica.....................................................................................................................36 6. CONCLUSÕES ..................................................................................................43 7. REFERÊNCIAS ..................................................................................................44 LISTA DE FIGURAS Figura 1: Incrustação em equipamento de produção de petróleo..............................15 Figura 2: Mecanismo de deposição de incrustação...................................................19 Figura 3: Estrutura química de alguns fosfonatos inibidores de incrustação.............25 Figura 4: Esquema de funcionamento do Dinamic 4000TM Scale – ensaio de eficiência inibição dinâmica em fluxo capilar..............................................................27 Figura 5: Estrutura molecular do ATMP (ácido aminotrismetilenofosfônico)..............31 Figura 6: Teste de compatibilidade a 90oC para o inibidor A.....................................33 Figura 7: Teste de compatibilidade a 90 oC para o inibidor B....................................34 Figura 8: Teste de compatibilidade a 120 oC para o inibidor A..................................35 Figura 9: Teste de compatibilidade a 120 oC para o inibidor B..................................36 Figura 10: Teste de eficiência dinâmica a 120 oC e 163 psi, na vazão de 10 mL/min para o inibidor A.........................................................................................................37 Figura 11: Teste de eficiência dinâmica a 120oC e 163 psi, na vazão de 5 mL/min para o inibidor A ........................................................................................................39 Figura 12: Teste de eficiência dinâmica a 120 oC e 163 psi, na vazão de 3 mL/min para o inibidor A..........................................................................................................40 Figura 13: Teste de eficiência dinâmica a 120 oC e 163 psi, na vazão de 5 mL/min para o inibidor B..........................................................................................................41 LISTA DE TABELAS Tabela 1: Produtos químicos utilizados e suas procedências....................................26 Tabela 2: Composição das salmouras sintéticas utilizadas nos ensaios de compatibilidade e eficiência dinâmica........................................................................28 Tabela 3: Mistura da solução com inibidor e a água aniônica...................................29 11 1. INTRODUÇÃO A ocorrência de incrustações inorgânicas em poços produtores de petróleo é um problema bastante comum em diversos lugares do mundo, ocasionando várias complicações nas etapas de produção do óleo, desde danos à rocha reservatório no interior da formação até custos adicionais com intervenção e limpeza. Os prejuízos causados pela deposição destes sais insolúveis são enormes. As principais ocorrências de incrustações estão relacionadas à mistura de águas incompatíveis ou a mudanças nos aspectos físicos (pressão, temperatura, pH) durante o processo de produção do petróleo (Vidal, 2015). No primeiro caso encontram-se as incrustações de BaSO4, que são formadas quando ocorre a mistura entre água de injeção, rica em íons sulfatos, e água de formação, rica em cátions bivalentes como cálcio, bário e estrôncio. No segundo caso têm-se as incrustações de CaCO3, que têm seu potencial de formação elevado quando, durante a produção do óleo, a pressão parcial do sistema cai e a temperatura aumenta. A inibição química da incrustação provou ser um dos métodos mais eficientes para tratar o problema. Impedindo o depósito de sais antes que eles tenham a chance de formar um sólido, irá diminuir significativamente o tempo de inatividade de produção, que resulta em grande perda para um operador que tem que paralisar sua operação para remover depósitos calcários mecanicamente (Vidal, 2015). Os inibidores de incrustação são agentes químicos das mais variadas composições que reduzem a velocidade de formação dos cristais sobre determinada superfície de interesse. Eles apresentam diferentes mecanismos de inibição, podendo atuar, principalmente, por quelação ou modificação dos cristais. Um inibidor com propriedades quelantes realiza uma ligação de complexação com o cátion que forma a incrustação e, deste modo, o cátion permanece complexado no inibidor em solução e, portanto, não disponível para formar uma incrustação. Já na modificação do crescimento de cristais, o inibidor forma uma ligação no sítio ativo de crescimento dos cristais, impedindo o crescimento ordenado e alterando a forma dos cristais que, assim, tendem a não se aderir sobre as superfícies, permanecendo dispersos na fase líquida (Oliveira, 2015). 12 A prevenção da incrustação pode ser alcançada por meio de seleção, aplicação e de dosagem de inibidores de incrustações. Um dos pontos fundamentais durante a aplicação dos inibidores é determinar a concentração mínima em que eles serão eficientes para inibir a formação dos cristais, evitando assim o gasto excessivo de produtos. Este trabalho teve por objetivo estudar a eficiência dos grupos fosfonato como inibidores de incrustação de CaCO3, estabelecendo uma relação desta eficiência de prevenção da formação dos cristais com a vazão de injeção do inibidor. Foi possível verificar também o efeito das concentrações de princípio ativo do inibidor e sua relação com a concentração mínima efetiva. 13 2. OBJETIVOS 2.1 Objetivo Geral O presente trabalho teve como objetivo avaliar a eficiência de grupos fosfonatos como inibidores de incrustação de CaCO3. 2.2 Objetivos Específicos  Avaliar a compatibilidade do inibidor com as águas sintéticas;  Avaliar a eficiência dos grupos fosfonato na inibição do crescimento dos cristais em condições dinâmicas, ou seja, em termos de pressão, temperatura e fluxo dos fluidos;  Estudar os mecanismos de interação/inibição entre os grupos fosfonato e os cristais de CaCO3;  Avaliar a influência do teor de princípio ativo do inibidor na sua eficiência. 14 3. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 3.1 Aspectos gerais sobre incrustações Incrustações podem ser definidas como compostos químicos, geralmente de natureza inorgânica, inicialmente insolúveis em soluções salinas, que precipitam e podem se acumular na formação, canhoneados, telas de gravel packing, colunas de produção e equipamentos de superfície (Marques et al, 2001), resultando em perdas pela inoperância do poço e custos adicionais de intervenção e limpeza. Durante a produção de petróleo, é comum o aparecimento de corrosão, depósitos inorgânicos e orgânicos, hidratos e formação de emulsão estável, podendo haver comprometimento no escoamento do petróleo, ou, até mesmo, tamponamento de colunas, linhas e equipamentos submarinos e de superfície. Em lâminas d’água profundas, estes problemas podem ser mais críticos (Ramalho, 2000). A queda na produção de petróleo e gás natural pode ocorrer pela formação de incrustações desde o início da vida produtiva do poço, quando normalmente há pouca produção de água, até etapas posteriores, quando produções de água e/ou gás contribuem para a formação das incrustações. Há uma grande variedade de locais onde as incrustações podem ocorrer durante o processo de produção de hidrocarbonetos (Jordan, 2006). Elas podem ser encontradas na rocha reservatório, nos canhoneados (aberturas localizadas no revestimento, que estabelecem a comunicação entre o poço e o reservatório), na coluna de produção, no gravel packing (equipamento utilizado para conter a produção de areia) e em alguns equipamentos de superfície (caldeiras, compressores, condensadores, tubulações, etc). A incrustação pode se desenvolver nos poros da formação próximo do poço produtor, reduzindo a porosidade e a permeabilidade da formação e, com isso, bloquear o fluxo por entupimento ou pela formação de uma espessa camada 15 incrustante no interior da tubulação de produção (Vidal, 2015). A Figura 1 ilustra a formação de incrustação em um equipamento de produção. Figura 1: Incrustação em equipamento de produção de óleo Fonte: Autor, (2017). As principais ocorrências de incrustações estão relacionadas à mistura de águas incompatíveis ou a mudanças nos aspectos físicos (pressão, temperatura, pH) durante o processo de produção do petróleo. No primeiro caso, encontram-se as incrustações de carbonato de cálcio (CaCO3), sulfato de estrôncio (SrSO4) e sulfato de bário (BaSO4), sendo este último o de mais difícil remoção e o de menor solubilidade. A grande incidência de incrustações encontradas nos campos produtores de óleo se deve à precipitação direta na água que é produzida naturalmente nas rochas-reservatório, ou como um resultado da água produzida que se torna saturada com componentes incrustantes que se encontram no poço (Vidal, 2015). 16 3.2 Causas da incrustação O processo de formação da incrustação é em geral complexo, podendo ser causado por reação, sedimentação, polimerização, cristalização, corrosão, microorganismos ou solidificação. Ele depende das propriedades físicas, composição química, pH, estado físico, velocidade, regime de escoamento e temperatura, presença de dióxido de carbono dissolvido, tipo e quantidade de sólidos suspensos e dissolvidos (Boim, 2003). Devido ao mecanismo de formação e deposição de incrustação ser bastante complexo, é difícil estabelecer uma causa principal para a formação de incrustações. Segundo Mackay e Sorbie (1999), as principais causas da formação das incrustações na indústria do petróleo e suas conseqüências na produção de petróleo são: variações termodinâmicas (pressão, temperatura, concentração, pH) que ocorrem ao longo do processo de produção do petróleo; e reações químicas decorrentes da mistura de águas quimicamente incompatíveis entre si, sob condições físicas favoráveis. A água da formação encontra-se inicialmente em equilíbrio químico com a rocha e com os hidrocarbonetos presentes. Ao se injetar uma água não nativa, estranha ao reservatório, isto é, sem estar em equilíbrio químico com o mesmo, surgem diversos problemas. De acordo com Oliveira (1997), existem outras causas de incrustações, tais como: (a) evaporação da água; (b) reações químicas microbiológicas (as bactérias sulfato-redutoras liberam o gás sulfídrico como resultado de sua metabolização). Este gás ataca os equipamentos e produz a deposição de sulfeto de ferro; (c) troca catiônica entre os cátions presentes na água de injeção e os cátions das argilas; (d) em função da incompatibilidade química entre a água do mar e à água da formação, poderá ocorrer reação química entre elas. A água da formação (rica em cátions bivalentes da família dos metais alcalinos terrosos tais como bário, estrôncio e cálcio) e a água de injeção (rica em íons sulfatos,) quando submetidas a condições termodinâmicas adequadas, geram a deposição de compostos insolúveis como BaSO4 (sulfato de bário ou barita), SrSO4 (sulfato de estrôncio ou celestita) e CaSO4 (sulfato de cálcio ou anidrita). 17 Dentre estes compostos, o sulfato de bário é o mais problemático por ser o de menor solubilidade e o de mais difícil remoção. Durante a produção de petróleo e água (rica em íons cálcio e bicarbonato), quando houver redução de pressão ou aumento de temperatura, poderá ocorrer, também, a incrustação de carbonato de cálcio ou calcita (CaCO3). Inicialmente, os problemas de incrustação estão relacionados com as deposições de incrustações de carbonato, pois a primeira água a ser produzida é composta apenas de água da formação. Depois que ocorre a mistura entre água do mar injetada com à água de formação, os problemas de incrustações de carbonato tendem a diminuir e os problemas com incrustações de sulfato tendem a aumentar e chegar a um máximo, quando o índice de saturação (definido mais adiante) for máximo. Este máximo é alcançado para uma determinada razão de mistura entre a água da formação e a água do mar. A partir deste ponto, à medida que a quantidade de água do mar aumenta, a incidência destas incrustações tende a diminuir (Boim, 2003). 3.3 Mecanismo de formação da incrustação Antes do poço ser perfurado e completado, o fluido nele existente está em equilíbrio naquele ambiente. Porém, quando o poço começa a produzir, esse equilíbrio é perturbado, visto que as condições em que o fluido se encontra já não são mais as mesmas iniciais e, com isso, algumas frações do óleo podem começar a precipitar e, posteriormente, depositar, gerando incrustações (Vidal, 2015). A cristalização e formação de uma incrustação requerem a ocorrência de três fatores simultâneos (Oliveira, 1997): supersaturação, nucleação e tempo de contato. Uma solução é considerada saturada quando se encontra em equilíbrio com os compostos dissolvidos. Quando uma solução contém concentrações maiores de compostos dissolvidos que a concentração de equilíbrio, ocorre a supersaturação. De acordo com Vidal (2015), algumas razões que podem causar supersaturação são: alterações de temperatura; mudanças no pH (elevação do pH da água 18 contendo íon ferro que irá desestabilizar o carbonato de cálcio e o óxido de ferro); alterações na pressão que reduz o CO2, produzindo a desestabilização do carbonato de cálcio, que forma a incrustação; agitação. A nucleação é definida como a fase inicial de uma precipitação. Há dois possíveis mecanismos de nucleação: nucleação homogênea e nucleação heterogênea. O primeiro mecanismo não necessita a presença de substância estranha. Muito improvável na produção de petróleo e gás, onde ambientes livres de substâncias de nucleação são muito raros. O segundo processo requer uma substância estranha, que pode ser um produto de corrosão, estresses sobre superfícies metálicas, pontos de corrosão sobre superfícies metálicas, arranhões em superfícies de metal ou sólidos em suspensão. A nucleação é a etapa em que as moléculas do soluto dispersas no solvente começam a se juntar em grupos, em escala nanométrica. Esses grupos constituem o núcleo e se tornam estáveis a partir de certo tamanho crítico, que depende das condições de operação (temperatura, supersaturação, irregularidades, entre outros). Se um determinado grupo não atinge a estabilidade necessária ele se dissolve. É no estágio de nucleação que os átomos se arranjam de forma definida e periódica, que define a estrutura do cristal (Neto, 2012). Mesmo que a nucleação possa ocorrer em um sistema supersaturado, pode ser que não haja a formação de incrustações. Existem dois aspectos que influenciam os núcleos do cristal: tempo de contato e crescimento do cristal. Para a incrustação se formar após a solução tornar-se supersaturada e nucleação ter ocorrido, tem que haver contato suficiente entre a solução supersaturada e os locais de nucleação sobre as superfícies de metal. O tempo necessário de contato depende do grau de supersaturação, tipo de mineral, temperatura, pressão e agitação. As variáveis anteriores possuem grande influência sobre o crescimento dos cristais, mas o crescimento ocorre em determinados locais, que são os chamados sítios ativos na superfície do cristal. Nesses sítios observa-se que a taxa de precipitação em uma situação que forma incrustação vai depender da forma do cristal que o sólido adotar. Depósitos calcários mudam com o tempo, resultado da contínua dissolução e reprecipitação, o que provoca depósitos de calcário, tornando- 19 se mais difícil o seu depósito com o tempo. Sob certas condições, a precipitação pode ocorrer, mas pouco ou nenhum depósito é formado, o que vai depender da cinética ou das características morfológicas dos cristais. Na Figura 2, é apresentado um esquema geral do mecanismo de deposição de incrustações (Rocha, 2002). Figura 2: Mecanismo de deposição de incrustação Fonte: Rocha, (2012) (Adaptado). 20 3.4 Carbonato de cálcio (CaCO3) O carbonato de cálcio é um mineral inorgânico quimicamente inerte com características alcalinas. Na natureza, o carbonato de cálcio pode ser encontrado em minerais em duas formas cristalinas: aragonita, que apresenta a forma ortorrômbica; e a calcita, que apresenta a forma romboédrica ou trigonal (Aray, 2010). O carbonato de cálcio é resultado da combinação de íons cálcio com íons bicarbonato. Incrustações de carbonato de cálcio são as mais comuns encontradas em sistemas de petróleo e gás. Ele pode ser removido nos sistemas de produção por meio da aplicação de soluções de ácidos, o mais utilizado é o HCl. Além disso, as incrustações de carbonato de cálcio podem ser afetadas pela presença de CO2, temperatura e sais dissolvidos (Vidal, 2015). O teor de dióxido de carbono aumenta a solubilidade de CaCO3 em meio aquoso. A solubilidade de CO2 na água é proporcional à pressão parcial de CO2 presente no gás sobre a água. Deste modo, a medida que a pressão do sistema ou a porcentagem de CO2 no gás aumenta, a quantidade de CO2 em solução também aumenta. Por exemplo, quando a pressão cai, a pressão parcial de CO2 diminui e o CO2 sai da solução, fazendo com que o pH da solução eleve. O CaCO3 tem o comportamento da solubilidade inversamente proporcional à temperatura. Assim sendo, o CaCO3 torna-se menos solúvel com o aumento da temperatura. O CaCO3 aumenta em solubilidade conforme o nível de sais dissolvidos aumenta. A reação de formação de carbonato de cálcio mostra que a pressão exerce efeito fundamental neste tipo de incrustação, pois com a queda de pressão natural durante a produção de óleo, que podemos fixar abaixo da pressão de bolha, há o desprendimento natural do CO2 de toda a mistura. Por conseguinte, a Equação 1 será deslocada para a direita, para produzir mais CO2, por definição de Le Chatelier, e assim teremos a formação de CaCO3. 21 (1) Com a saída de gás carbônico, se tem um aumento de pH na solução, o que torna o carbonato de cálcio ainda mais insolúvel. A Equação 2 mostra a dependência da precipitação de carbonato de cálcio com o pH. (2) Portanto, o potencial de incrustação do CaCO3 aumenta quando ocorre: (a) aumento de temperatura, (b) aumento de pH, (c) diminuição da pressão parcial de CO2 e (d) aumento de sólidos dissolvidos. 3.5 Inibidores de incrustação A inibição química da incrustação provou ser um dos métodos mais eficientes para tratar o problema. Parando o depósito de sais antes que eles tenham a chance de formar um sólido, irá diminuir significativamente o tempo de inatividade de produção, que resulta em grande perda para um operador que tem que paralisar sua operação para remover depósitos calcários mecanicamente (Vidal, 2015). O mecanismo responsável pela inibição de incrustação é, geralmente, a adsorção do inibidor na superfície do sal. Tal processo leva a um bloqueio dos sítios ativos de crescimento do cristal. Em seguida, os inibidores podem retardar a germinação do mesmo ou a sua taxa de crescimento, uma vez que a deformação dos cristais resulta em uma estrutura frágil que não se adere bem à superfície (Shen et al., 2012 e Ketrane et al., 2009). A prevenção da incrustação pode ser alcançada por meio de seleção, aplicação e de dosagem de um inibidor de incrustações (Vidal, 2015). Atualmente, existem vários produtos que são aplicados na inibição de incrustações inorgânicas na indústria do petróleo. Os inibidores pertencem a diversas classes químicas (fosfonatos, policarboxilatos, poliacrilatos, sulfonatos, ácidos correspondentes, entre outros) e, normalmente, são compostos hidrófilos e apresentam massa molar 22 variável (Rosa, 2006). Suas propriedades variam em termos de: estabilidade térmica, comportamento de adsorção/desorção e partição nas fases água e óleo, variação de pH, compatibilidade química, eficiência de inibição da formação de incrustações e biodegradabilidade. Os inibidores de incrustação possuem uma variedade de formas de atuação (Vidal, 2015). Eles podem atuar interferindo no processo de nucleação, no crescimento do cristal e modificando superfícies cristalinas. A inibição durante a nucleação envolve uma adsorção endotérmica do inibidor, provocando a dissolução dos núcleos embrionários de precipitado. Um mecanismo proposto para esta inibição seria a de que a adsorção do inibidor aumentaria a energia livre do núcleo e, consequentemente, resultaria em um aumento da barreira energética para o crescimento do cristal (Rosa, 2006). Este tipo de produto difunde no líquido para atingir aglomerados de íons. Os íons do inibidor são suficientemente grandes em tamanho e são capazes de perturbar a incrustação e impedir o crescimento do tamanho crítico onde cristais iriam se formar. Quando cristais são impedidos de formar, a incrustação não ocorrerá. Estes íons de inibidor de nucleação têm que ser de um tamanho crítico e capaz de se difundir em água a uma taxa aceitável. O mecanismo de inibição durante o crescimento de cristais consiste na adsorção irreversível do inibidor sobre uma superfície ativa do cristal de precipitado. A interação eletrostática, força de ligação e configuração serão aspectos fundamentais neste processo. Os grupos funcionais aniônicos do inibidor são os responsáveis pela aproximação inicial à superfície do cristal, e a presença de vários grupos proporciona uma alta densidade de cargas negativas, que resulta numa forte interação eletrostática com a superfície. Grupos funcionais adicionais com capacidade de formar complexos com cátions do cristal complementam a ação do inibidor (Rosa, 2006). O crescimento de cristais ocorre em sítios ativos que ocupam uma pequena porcentagem das superfícies de cristal. Os inibidores que interferem no crescimento de cristais têm uma forte afinidade por esses locais ativos e são capazes de se difundir sobre uma superfície a outros locais ativos. Para fazer isso, 23 esses produtos devem ser pequenos, mas também grandes o suficiente para não serem absorvidos pelo crescimento dos cristais. Moléculas que não são nem inibidores de nucleação e nem modificadores de crescimento de cristais, são capazes de se adsorverem nas superfícies do cristal e impedirem a fixação de outros cristais. Isto é similar à ação de dispersantes sobre depósitos orgânicos. Segundo Aray (2010), alguns fatores devem ser considerados para a seleção dos inibidores, tais como: (a) tipo de incrustação - sabendo a composição da incrustação, é possível escolher o melhor inibidor químico; (b) potencial da incrustação - alguns produtos são efetivos a altas taxas de incrustação; (c) custo - algumas vezes o produto mais barato possui a melhor relação custo benefício; (d) estabilidade térmica - altas temperaturas e maior vida útil limitam a escolha do produto; (e) clima - o ponto de fluidez deve ser considerado para uma operação em clima frio; (f) técnica de aplicação - há um método padrão para fosfatos de éster e fosfonatos, mas os métodos analíticos para os inibidores poliméricos são incertos; (g) viscosidade - este fator é importante quando forem consideradas longas aplicações de umbilicais, como em aplicações remotas em campos submarinos. 3.5.1 Fosfonatos Os fosfonatos encontram uso extensivo como inibidores de incrustação para sais pouco solúveis, tais como carbonatos de cálcio e fosfatos, e sulfatos de bário/ estrôncio/cálcio, geralmente formados em águas de processos supersaturados em uma ampla gama de setores industriais (Konstantinos e Lykoudis, 2005). Estes produtos têm larga aplicação em operações de produção de petróleo e gás e são geralmente estáveis até cerca de 160 ⁰C. Alguns fosfonatos têm tendência de precipitação em pH elevado e na presença de elevados níveis de íons cálcio e magnésio. Isto também depende da temperatura, pH, concentração de fosfonatos e a concentração de cátions bivalentes, tais como cálcio. Os fosfonatos demonstram mecanismo de inibição de nucleação. Eles também são facilmente controlados e dão 24 bons resultados em tratamentos caracterizados por adsorção forte e injeção contínua (Vidal, 2015). Um exemplo de inibidor de incrustação pertencente à classe dos fosfonatos é o ácido aminotrismetilfosfônico (ATMP). Ele é eficiente mesmo em baixas concentrações em poços de petróleo e gás, prevenindo a formação de incrustações durante a produção do óleo (Frostman, 1998). Ao ser injetado no reservatório, o fosfonato reage com a superfície do mineral calcita, resultando na adsorção de pequenas quantidades desse inibidor seguido da precipitação do fosfonato de cálcio em níveis mais elevados (Cole, Olsen e Scott, 1953). Esse inibidor forma um precipitado inicial amorfo que é lentamente transformado em uma estrutura cristalina (Stumm e Leckie, 1970). Assim, pode-se verificar o crescimento de um produto semi-esférico sobre o material após a reação entre o mesmo e o inibidor de incrustação (Freeman e Rowell, 1981). Além disso, os fosfonatos são agentes quelantes e realizam uma ligação de complexação com o cátion que forma a incrustação e, deste modo, o cátion permanece complexado no inibidor em solução e, portanto, não disponível para formar uma incrustação (Rosa, 2006). De uma forma geral, para que um composto orgânico seja um bom inibidor de incrustação por quelação com cátions metálicos, é necessário que sejam hidrofílicos, isto é, que se dissolvam na água. Um inibidor de incrustação deve ter grupos que possam complexar com cátions, como grupos ácidos carboxílicos, sulfônicos, ou fosfônicos e grupos que tenham pares de elétrons livres (hidroxilas e aminas). O balanço entre esses grupos pode facilitar o sequestro dos cátions metálicos diminuindo sua concentração e, portanto, impedindo a deposição (Reis et al., 2011). A Figura 3 ilustra a estrutura química de alguns fosfonatos inibidores de incrustação. 25 Figura 3: Estrutura química de alguns fosfonatos inibidores de incrustação: AMP (amino- tris-methylene phosphonate); EDTMP (ethylene-N,N’-diamine tetramethylenephosphonic acid); DETMP (diethylene-triamine-penta-methylene-phosphonic acid); HEAMBP (2- hydroxyethylamino-bis-methylene-phosphonate). Fonte: Konstantinos e Lykoudis (2005) (Adaptado). 26 4. MATERIAIS E MÉTODOS 4.1 Materiais Os produtos químicos utilizados neste trabalho e suas respectivas procedências estão listados na Tabela 1. Tabela 1: Produtos químicos utilizados e suas procedências. Grau de Produto Químico Fornecedor Pureza Ácido Comercial aminotrismetilfosfônico * (ATMP) Cloreto de Cálcio SIGMA ≥ 99% (CaCl2.2H2O) ALDRICH Cloreto de Magnésio ÊXODO 99-102% (MgCl2.6H2O) CIENTÍFICA Cloreto de Estrôncio 99-103% SYNTH (SrCl2.6H2O) Cloreto de Bário 99% VETEC (BaCl2.2H2O) Cloreto de Potássio 99-100,5% SYNTH (KCl) Na2SO4 SYNTH 99% NaHCO3 CHEMCO 99,7% NaCH3COO NUCLEAR 99% NaCl DINÂMICA 99% *Produtos doados pela PETROBRAS 27 4.2 Teste de eficiência do inibidor de incrustação A avaliação dos fosfonatos (Figura 4) como inibidor de incrustação de CaCO3 foi realizado em laboratório através de (i) testes de compatibilidade do inibidor com salmouras que simulam a água produzida e de injeção e (ii) testes de eficiência dinâmica, em que se analisa o potencial do inibidor em condições mais próximas do poço, em termos de pressão, temperatura e fluxo do fluido. Foram avaliados dois inibidores de incrustação de mesmo grupo químico (fosfonatos), diferenciando-se entre si apenas quanto ao teor de princípio ativo. O inibidor de menor concentração foi chamado de A (52960 mg/L de fósforo) e o mais concentrado foi nomeado de B (67400 mg/L de fósforo). Figura 4: Estrutura molecular do ATMP (ácido aminotrismetilenofosfônico). Fonte: Autor, (2017). 4.3 Preparação das salmouras sintéticas Foram preparadas duas salmouras distintas, uma catiônica e uma aniônica, para cada composição apresentada na Tabela 1. Para o teste de compatibilidade da salmoura com o inibidor de incrustação foi considerada a composição com maior teor de cálcio. Os ânions incrustantes sulfato e bicarbonato foram omitidos e substituídos por NaCl, de modo que a salmoura mantivesse a mesma força e equilíbrio iônico. Já para os ensaios de eficiência dinâmica, foi utilizada a 28 composição com maior potencial para incrustação de carbonato de cálcio. Durante o preparo das salmouras sintéticas, os sais foram dissolvidos em 5L de água deionizada, e as soluções foram mantidas em agitação durante 24 horas. Tabela 2: Composição das salmouras sintéticas utilizadas nos ensaios de compatibilidade e eficiência dinâmica Constituintes (mg/L) Compatibilidade Dinâmico Acetato (CH3COO -) 1 264 Bário (Ba2+) 67 31 Bicarbonato (HCO -3 ) 0 583 Cálcio (Ca2+) 6150 1471 Cloreto (Cl-) 108656 51574 Estrôncio (Sr2+) 500 169 Magnésio (Mg2+) 916 600 pH 6,3 7,0 Potássio (K+) 378 377 Sódio (Na+) 65000 28890 Sulfato (SO 2-4 ) 0 100 Após 24 horas, foi feita a correção do pH das salmouras (catiônica e aniônica) do teste de compatibilidade para um valor em torno de 6,3. E o pH das salmouras empregadas no teste de eficiência dinâmica, por volta de 7,0. O ajuste de pH foi feito a 25 ºC (temperatura ambiente), com uma tolerância de 0,3 para mais ou para menos, utilizando soluções aquosas de HCl 50 % e NaOH 2N. Em seguida, foi realizada a filtração à vácuo das águas sintéticas, através de membrana Millipore de acetato de celulose de tamanho de poro 0,45 µm. 29 4.4 Teste de Compatibilidade Foi preparada uma “solução mãe” de concentração 10000 ppm em água “aniônica” sob agitação magnética por 30 minutos. Para o preparo desta solução, foi pesado 1 g de inibidor em balança analítica e posteriormente diluído em 99 g de água “aniônica”. Das salmouras, foram retiradas alíquotas de 50mL de água “catiônica” e 50 mL da água “aniônica”, inseridas em um frasco Schott, separadamente. Foi adicionado aos frascos com solução aniônica as dosagens de “solução mãe” indicadas na Tabela 2. Foram testadas 5 concentrações diferentes do inibidor: 50, 100, 200, 500 e 1000ppm. Os ensaios foram realizados a 90 e 120 ºC. Tabela 3: Mistura da solução com inibidor e a água aniônica Alíquota Alíquota Concentração Alíquota do de água (ppm) De água inibidor “aniônica” “catiônica” (mL) (mL) (mL) 50 0,5 49,5 50,0 100 1,0 49,0 50,0 200 2,0 48,0 50,0 500 5,0 45,0 50,0 1000 40,0 50,0 10,0 Após o preparo das amostras, realizou-se a mistura das duas águas. A compatibilidade foi avaliada após uma hora à temperatura ambiente (25 ºC). Em seguida, as amostras foram levadas à estufa e mantidas sob aquecimento na temperatura do ensaio, e após 2 e 20 horas da mistura inicial, foi observada a 30 compatibilidade. Por fim, as amostras foram retiradas da estufa e foi feita a última observação de compatibilidade quando as mesmas resfriaram e atingiram a temperatura ambiente novamente. Este ensaio foi realizado de acordo com o procedimento da norma NACE TM0197. A compatibilidade é avaliada através da turbidez da solução após mistura, ou seja, se existe ou não qualquer indício de separação de fases que acuse problemas de incompatibilidade do inibidor com o íon cálcio. 4.5 Teste de Eficiência Dinâmica O teste de eficiência dinâmica é aplicável tanto para campos com potencial de precipitação de sulfato quanto carbonato, embora seja usado mais para carbonato, já que as incrustações de BaSO4 são de difícil remoção, o que pode gerar o entupimento total da linha de teste, e os testes de eficiência estática apresentam bons resultados para os sulfatos (Petrobras, 2012). O teste de eficiência dinâmica, também denominado PDC (precipitação dinâmica em capilar), é realizado através do acompanhamento da variação de pressão em um capilar durante a passagem do fluido. A variação de pressão é observada com o início da precipitação do sal incrustante (Petrobras, 2012). Bombas de HPLC bombeiam os fluidos aquosos para o interior de uma linha de aço inox com dimensões de 1m de comprimento e 0,5mm de diâmetro interno, onde os fluidos se misturam. Se ocorrer a precipitação pela mistura das águas, a linha será obstruída, ocasionando maior pressão para a continuação da passagem do fluido (Petrobras, 2012). O ensaio de eficiência dinâmica foi realizado de acordo com a norma NACE 31105, por meio do equipamento Dinamic 4000TM Scale, da Scaled Solutions Ltda. Segundo a norma, o tempo necessário para que o diferencial de pressão da amostra sem inibidor de incrustação (branco) atinja 4 psi deve ser de 10 a 30 minutos. Caso o tempo do branco seja maior que 30 minutos, deve-se aumentar o teor do ânion incrustante bicarbonato. E, se o tempo for menor que 10 minutos, deve-se reduzir a 31 vazão total de teste. O inibidor é considerado eficiente se a amostra, com a dosagem avaliada, não atingir o diferencial de pressão de 1 psi em um tempo igual a três vezes o tempo do branco ou 60 minutos, o que for maior. A Figura 4 mostra um esquema simplificado do equipamento utilizado para avaliação da eficiência dinâmica. Figura 5: Esquema de funcionamento do Dinamic 4000TM Scale – ensaio de eficiência inibição dinâmica em fluxo capilar Fonte: Macedo Et Al., (2014). Para o ensaio de eficiência dinâmica, foi preparada uma solução mãe de 500 mg/L de inibidor na água “aniônica”, solubilizando 0,25 g do inibidor em 500 mL de água aniônica. A eficiência dos grupos fosfonato como inibidor de incrustação foi avaliada na temperatura de 120ºC e pressão de 163 psi, variando as vazões de testes entre 3, 5 e 10 mL/min. 32 5. Resultados e Discussão 5.1 Avaliação de compatibilidade O ensaio de compatibilidade consiste em verificar visualmente mudanças físicas, mais especificadamente turvação ou formação de precipitados, na solução resultante da mistura entre inibidor de incrustação (em diferentes concentrações) e água produzida sintética. O comportamento do inibidor em contato com a água sintética foi avaliado principalmente no que diz respeito à compatibilidade do produto na presença do cátion bivalente, cálcio. Este ensaio é feito como um “pré-requisito” para o teste de eficiência dinâmica. Resultados satisfatórios de compatibilidade sugerem que o inibidor poderá apresentar boa eficiência de inibição dinâmica. Já resultados que apresentam incompatibilidade indicam que o inibidor não será eficiente quando submetido aos ensaios em condições dinâmicas. Analisando as Figuras 6, 7, 8 e 9, observa-se que tanto o inibidor A quanto o inibidor B foram compatíveis com o sistema testado em toda faixa de concentração analisada, a 90 e 120 ºC. Pode-se afirmar que as soluções permaneceram límpidas e não houve qualquer indício de separação de fases ou formação de precipitados, nem materiais em suspensão nas soluções. Isto indica que, provavelmente, os grupamentos amina e hidroxilas presentes na estrutura do fosfonato não interagiram com o íon Ca+2 de modo a formarem complexos e estruturas agregadas de alta massa molar que o fizessem sair de solução, formando assim os precipitados e a turvação característica de incompatibilidade. Sendo assim, tanto o inibidor A quanto o inibidor B apresentaram uma boa interação eletrostática com o íon Ca+2 e solubilidade nas condições avaliadas. 33 Figura 6: Teste de compatibilidade a 90 oC para o inibidor A. Fonte: Autor, (2017). 34 Figura 7: Teste de compatibilidade a 90 oC para o inibidor B. Fonte: Autor, (2017). 35 Figura 8: Teste de compatibilidade a 120oC para o inibidor A. Fonte: Autor, (2017). 36 Figura 9: Teste de compatibilidade a 120oC para o inibidor B. Fonte: Autor, (2017). 5.2 Avaliação de eficiência de inibição dinâmica A avaliação do potencial do inibidor na prevenção da formação da incrustação em condições dinâmicas, durante o fluxo do fluido, pode ser feita através do acompanhamento do diferencial de pressão. Um aumento no diferencial de pressão é um indicativo de que o capilar está ficando obstruído e tendo seu diâmetro interno reduzido em virtude da formação e adesão dos cristais na parede interna do capilar. Na Figura 10 é mostrado o resultado obtido do ensaio realizado na vazão de 10 mL/min para o inibidor A. Na curva do branco, pode-se observar o aumento no diferencial de pressão após 5 minutos de ensaio, ultrapassando 4 psi. As curvas 37 referentes às concentrações de 30 e 40 ppm apresentaram comportamento semelhante ao branco, indicando que, nestas concentrações, o inibidor não conseguiu interagir com os cristais e impedir o seu crescimento e adesão na superfície interna do capilar. Ao aumentar a concentração para 50 e 60 ppm do inibidor, também houve formação de precipitado em tempo similar ao branco. Com o aumento da concentração para 65 e 70 ppm, o inibidor se mostrou mais eficiente, pois o diferencial de pressão se manteve abaixo de 1 psi após 60 minutos de teste. Isto indica que, nestas concentrações, os fosfonatos conseguiram adsorver nos sítios ativos nas superfícies dos cristais e formar complexos com os íons Ca+2 por meio de ligações covalentes, mantendo assim o metal complexado no inibidor em solução, evitando o crescimento e aglomeração dos cristais inorgânicos em agregados maiores. Dessa forma, é legítimo dizer que 65 ppm é a concentração mínima efetiva em que o inibidor é capaz de impedir o crescimento dos cristais. Figura 10: Teste de eficiência dinâmica a 120oC e 163 psi, na vazão de 10 mL/min para o inibidor A Fonte: Autor, (2017). 38 A Figura 11 mostra os resultados do ensaio de eficiência dinâmica realizado na vazão de 5 mL/min para o inibidor A. A redução na vazão foi aplicada com o intuito de verificar a influência deste parâmetro no tempo de inibição na formação dos cristais. De acordo com o gráfico, é possível perceber que o branco precipita com 10 minutos de teste, pois foi nesse tempo que o diferencial de pressão ultrapassou 4 psi. Assim, com a diminuição da vazão, houve aumento no tempo de obtenção do branco, comparativamente ao ensaio anterior, na vazão maior. O mesmo ocorreu para as concentrações de 20, 30 e 40 ppm de inibidor, apresentando comportamento semelhante ao branco. Com o aumento na concentração de inibidor para 50 e 55 ppm, verificou-se que houve um incremento no diferencial de pressão, porém o intervalo de tempo em que ocorreu a formação de precipitado foi maior (em torno de 25 minutos), indicando que o inibidor chegou a interagir com os cristais incipientes, mas a concentração não foi suficiente para impedir o crescimento destes. Segundo Rebeschini (2010), o ligante deve conter dois grupos doadores de elétrons que se liguem ao mesmo átomo de metal, formando uma estrutura anelar de quelação, sendo o metal o elemento que fecha o anel. A proporção molar entre ligante e o metal deve ser pelo menos de 1:1. Se a quantidade de ligantes for inadequada para a quantidade de metal a ser quelada, então é impossível uma reação de quelação completa. Na corrida realizada com 60 ppm de inibidor, verificou-se que o diferencial de pressão se manteve constante e abaixo de 1 psi durante todo o ensaio, provavelmente, pelo não crescimento dos cristais. Isto ocorreu possivelmente pela formação de complexos estabelecidos entre os grupos portadores de elétrons livres presentes no fosfonato (aminas e hidroxilas) e o Ca+2, fazendo com que o metal ficasse envolvido no complexo e indisponível para formar a incrustação. 39 Figura 11: Teste de eficiência dinâmica a 120oC e 163 psi, na vazão de 5 mL/min para o inibidor A. Fonte: Autor, (2017). Já a Figura 12 mostra os resultados para o ensaio realizado na vazão de 3 mL/min. Pelo gráfico, é possível perceber que a curva do branco foi obtida após 20 minutos de teste, pois foi neste tempo que o diferencial de pressão ultrapassou 4 psi. Com o aumento da concentração de inibidor para 20, 30 e 40 ppm também ocorreu precipitação, porém em um intervalo de tempo maior que o branco, indicando que o inibidor chega a interagir com os cristais, mas a concentração testada não foi suficiente para fazer com que os grupamentos portadores de elétrons livres complexassem todos os íons Ca+2 presentes em solução. Já na concentração de 50 ppm, provavelmente, houve uma adsorção superficial do inibidor nos sítios ativos de crescimento dos cristais (Bezerra, 2015). Com o aumento nas concentrações para 55 e 60 ppm, não houve formação de incrustações durante todo o ensaio em virtude da interação entre os íons Ca+2 presentes em solução e os grupos portadores de elétrons livres presentes na estrutura do fosfonato, formando 40 complexos hidrossolúveis que são facilmente levados pelo fluxo do fluido no interior do capilar. Figura 12: Teste de eficiência dinâmica a 120oC e 163 psi, na vazão de 3 mL/min para o inibidor A Fonte: Autor, (2017). Pôde-se observar que a diminuição da vazão, nos 3 ensaios realizados, aumentou o tempo de formação dos precipitados e provocou uma redução na mínima concentração efetiva. Neste caso, para esse sistema estudado, a redução da vazão favoreceu a ação do inibidor. Possivelmente, a menor velocidade de fluxo favoreceu contatos mais efetivos entre os sítios ativos de crescimento dos cristais e os grupos reativos do inibidor, modificando a estrutura morfológica dos cristais de carbonato incipientes e impedindo o seu empacotamento, consequentemente, inibindo a formação da incrustação. A Figura 13 mostra os resultados obtidos na vazão de 5 mL/min para o inibidor B. Nota-se que houve obstrução do capilar após 10 minutos de teste, pois foi nesse tempo que o diferencial de pressão ultrapassou 4 psi. Com a dosagem de inibidor na concentração de 15 ppm, também ocorreu a formação de precipitado, 41 mas em um intervalo de tempo maior que o branco. Isto significa que possivelmente o inibidor interagiu até certo ponto com os cristais, mas a concentração não foi suficiente para complexar todos os íons Ca+2 e impedir o crescimento dos mesmos. Aumentando-se a concentração de inibidor para 20 e 25 ppm observou-se a não obstrução do capilar, sugerindo que os ligantes do fosfonato conseguiram interagir com os núcleos cristalinos, formando complexos com os íons Ca+2, impedindo o crescimento dos cristais em aglomerados maiores. Figura 13: Teste de eficiência dinâmica a 120oC e 163 psi, na vazão de 5 mL/min para o inibidor B. Fonte: Autor, (2017). Os resultados observados nos testes de eficiência dinâmica para os dois inibidores mostraram que o inibidor A (menor concentração de princípio ativo) só foi eficiente para dosagens maiores do produto, durante os ensaios. Já o inibidor B (maior teor de princípio ativo), mostrou eficiência de inibição em concentrações bem mais baixas. Estes resultados foram condizentes com a literatura, pois, de acordo com Bezerra (2015), a quantidade de inibidor adsorvido na superfície do cristal 42 aumenta com o aumento da concentração do inibidor. Consequentemente, quanto maior o teor de grupos doadores de elétrons presentes no inibidor, mais eficiente ele será. 43 6. CONCLUSÕES  Os inibidores de incrustação à base de fosfonato estudados foram compatíveis com os íons cálcio presentes nas salmouras sintéticas utilizadas, apresentando uma boa interação eletrostática e solubilidade em todas as concentrações e temperaturas analisadas;  A compatibilidade entre os sistemas analisados é um indicativo de que os fosfonatos podem apresentar boa capacidade de inibir a formação de incrustações de CaCO3;  Os fosfonatos são agentes quelantes que possuem em sua estrutura grupos amina e hidroxila que se ligam aos íons Ca+2 presentes em solução, formando uma estrutura anelar de quelação (complexos) que são facilmente levados pelo fluxo dos fluidos dentro do capilar, reduzindo os danos causados pelas incrustações de CaCO3;  Nos testes de eficiência dinâmica, o inibidor A (menor concentração de princípio ativo) só foi eficiente em altas dosagens do inibidor. Já o inibidor B (maior teor de princípio ativo) conseguiu inibir a formação e crescimento dos cristais de CaCO3 em concentrações bem mais baixas;  A vazão de injeção dos fluidos contendo os inibidores de incrustação estudados influenciou diretamente no tempo de formação dos precipitados de CaCO3. Com a diminuição da velocidade de fluxo, houve aumento da eficiência dos contatos entre os inibidores e os sítios reativos do CaCO3, reduzindo a concentração mínima necessária para inibição. 44 REFERÊNCIAS ARAY, A.; DUARTE, L. R. Estudo da formação de incrustações carbonáticas. Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, p. 48, 2010. BEZERRA, B. T. C. Adsorção e Precipitação de Ácido Aminofosfônico em Rocha Testemunho e Minerais Característicos. Dissertação. Fortaleza – CE: UFC, 2015. BOIM, J. M. Modelagem semi-analítica para incrustação de sulfato de bário em reservatórios heterogêneos. 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