Aplicação de RMN-DT para quantificar incrustações inorgânicas na indústria de petróleo

A produção de petróleo gera um subproduto denominado água produzida que constitui uma grande preocupação na indústria petrolífera, particularmente na fase de recuperação de hidrocarbonetos¹. Um dos desafios relacionados à água produzida é a possibilidade de ocorrência de incrustações inorgânicas^2,3 formadas a partir de sais que cristalizam e se depositam em locais propícios à sua acumulação. A composição química da água de produção e as variações das condições de produção podem comprometer a garantia de escoamento devido as incrustações inorgânicas (scales) que depositam nos dutos, nas válvulas e nos equipamentos de separação, resultando em perdas de produção e na elevação do custo de produção. Este trabalho propõe a aplicação de ressonância magnética nuclear no domínio do tempo (RMN-DT) para a quantificação da massa de  incrustações inorgânicas produzidas em misturas de água de formação (AF) e água do mar (AM) em diferentes proporções volumétricas. Os reagentes utilizados para preparar a água de formação foram NaCl, BaSO4, FeCl3, MgCl2, SrCl2, CaCl2, KCl e NaHCO3. Volume de 0,5 mL de cada amostra foi transferido para tubos de 10 mm para termalização em um banho seco Laix - Modelo PDB-6, por três minutos a temperatura de 25 ± 1 °C. Experimentos  foram realizados no  espectrômetro Minispec de 0,49 T, modelo mq-20 (Bruker). Os valores de T2 foram medidos aplicando a sequência de pulsos CPMG (Carr-Purcell-Meiboom-Gill), utilizando pulsos de 90° e 180° com durações de 6,36 μs e 12,42 μs, respectivamente, 16.000 ecos e 8 varreduras. Os decaimentos de CPMG foram ajustados com uma função monoexponencial (OriginLab® Pro 8.5) para calcular o tempo de relaxação transversal (T2). Os resultados mostraram que o tempo de relaxação transversal (T₂) diminuiu linearmente de 2,35 s (AF = 0%) para 1,60 s (AF = 100%), enquanto a massa de sólidos aumentou com a proporção de água de formação de 0.4999±0.0670g a 1.3413±0.0250g. O método apresentou uma ampla faixa linear, com coeficiente de determinação (R²) de 0,98, limite de detecção (LD) de 0,07 g/L e limite de quantificação (LOQ) de 0,23 g/L e baixo coeficiente de variação. Conclui-se a partir da boa concordância com a gravimetria que RMN-DT possui potencial como método rápido, não destrutivo e confiável para quantificar depósitos de incrustações inorgânicas.

Referências

1. BELLARBY, J. Well completion design. Amsterdam: Elsevier, 2009.

2. GRAHAM, G. M.; FRIGO, D. M. Inorganic mineral scale mitigation. In: FLOW ASSURANCE. Houston: Gulf Professional Publishing, 2022. v. 1, p. 287-442. (Oil and Gas Chemistry Management Series). https://doi.org/10.1016/B978-0-12-822010-8.00010-6

3. GHASEMIAN, J. et al. Effect of salinity and ion type on formation damage due to inorganic scale deposition and introducing optimum salinity. Journal of Petroleum Science and Engineering, v. 177, p. 270-281, 2019. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.02.019.

Agradecimentos

À Fundação de Pesquisa do estado de São Paulo, FAPESP (Proc 2017/02856-0) pelo suporte financeiro.