2º Trabalho de Escoamento Multifásico
Incrustações por Sulfatos
Bruno Passamani Moreira de Almeida
Davi Rodrigues Damasceno
Higor Loos Altoé
Karen Borchardt dos Santos
Stephanie Vieira Salzmann
AGOSTO
2013
1. Incrustações inorgânicas
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 se
precipitar e posteriormente se depositar, gerando incrustações. Essas frações que
se depositam acabam atrapalhando a produção, elas podem se depositar em vários
equipamentos, tanto no fundo do poço quanto em equipamentos de superfície
(válvulas, bombas, pipelines, equipamentos de separação em superfície, etc).
Independente de onde ocorrer o depósito, o fluxo de óleo vai ser prejudicado e pode
até fazer com que o poço tenha que ser abandonado, visto que não gera mais lucro.
Esse problema pode ser minimizado com algumas ferramentas mecânicas e também
com uso de inibidores, que poderiam “atrasar” a deposição do sulfato. As condições
que irão começar a aparecer incrustações podem ser previstas, porém o local é mais
difícil de ser determinado.
As condições de pressão e temperatura tem influência muito grande no
aparecimento deste tipo de incrustação. As incrustações de sulfato se dão também
por causa da saturação do ambiente local com algum tipo de sal inorgânico
incompatível com seu óleo, ou contato com a água, seja ela de injeção ou da própria
formação. A presença de água a baixas temperaturas no seu sistema petrolífero
acaba ajudando a formação de incrustações.
Estas incrustações de sulfatos são muito prejudiciais à produção do poço,
primeiramente podendo danificar a formação, os depósitos de sulfato podem ser tão
prejudiciais à formação quanto algum dano causado por equipamentos utilizados de
forma incorreta. Esse depósito pode acabar ocorrendo próximo ou até mesmo no
canhoneado do seu poço, e não somente em equipamentos de superfície. Esse
problema pode acabar formando um tampão no seu canhoneado restringindo o fluxo
de óleo, diminuindo a produção consequentemente. Esse tampão pode “entupir”
também sua tubulação e em superfície, por exemplo, algum equipamento de injeção.
Outra maneira de prejudicar a produção é depositando em tubos, o que irá gerar
uma diminuição do diâmetro do tubo e, com isso, aumentará sua perda de carga,
diminuindo a produção do poço. O uso de ferramentas mecânicas ou produtos
químicos é feito para retirar a incrustação, já que não aconteceu a prevenção da
mesma.
O impacto econômico causado pela incrustação de sulfato é enorme, chegando a
mais de 1,4 bilhões de dólares todo ano. Dependendo do seu óleo e das suas
condições de operação esse custo pode aumentar. Esse problema pode levar ao
abandono do poço e, com isso, gerar mais prejuízos ainda.
2. Incrustações de sulfatos
Em grande parte da produção mundial de petróleo é intensa a utilização da injeção
de água do mar para recuperação secundária. As águas de injeção e de formação
são frequentemente incompatíveis sob o ponto de vista químico e, portanto, sua
mistura pode causar o surgimento de precipitações salinas no reservatório, na
interface poço-formação e nos equipamentos de superfície e de sub-superfície. As
incrustações salinas são subprodutos indesejáveis da recuperação secundária por
injeção de água. Algumas dessas incrustações, como o sulfato de bário (BaSO4),
são pouco solúveis e causam perdas significativas de produção. A incompatibilidade
entre a água injetada e a água da formação é um dos maiores desafios na
atualidade devido à necessidade premente de se manter o nível de produção de
óleo como também pelas dificuldades operacionais e técnicas enfrentadas.
Tradicionalmente, a água produzida em campos marítimos, após algum tratamento,
é descartada no mar ou, eventualmente, reinjetada para manutenção da pressão do
reservatório.
Incrustações podem ser definidas como compostos químicos de natureza
inorgânicas, inicialmente solúveis em soluções salinas, e que precipitam podendo se
aderir na superfície sólida no reservatório, canhoneados, telas de gravel pack ,
colunas de produção e equipamentos de superfície.
Assim a incrustação inorgânica é um mineral que se forma em uma superfície
devido à saturação do ambiente local com um sal inorgânico. Em solução os sais
estarão dissociados na forma de íons dissolvidos. No entanto, se a concentração do
sal for superior à sua solubilidade naquele ambiente, irá precipitar como um sólido.
O imenso volume de água original da formação possui vários íons dissolvidos em
equilíbrio. A água (ou vapor) injetada para manutenção de pressão ou para melhorar
o varrido do reservatório, pode variar de água potável a água com teor de sólidos
dissolvidos de até 50%. A diferença nas espécies e quantidades de íons é
preponderante para a incrustação.
Quando a água de injeção entra no reservatório, ocorrem os seguintes fenômenos:
A temperatura aumenta ao longo do caminho de fluxo de injeção, devido à
troca de calor com o reservatório e fluidos da formação.
A pressão diminui ao longo do caminho.
Ocorre a mistura da água injetada com a água da formação. Quando a água
da formação for rica em íons de bário e a água de injeção for rica em íons
sulfato, a precipitação poderá ocorrer, no interior do reservatório, durante o
processo de deslocamento da água de formação pela água injetada. Esta
deposição não causa dano significativo à formação, porque o acúmulo é
desprezível devido ao contínuo deslocamento desta zona de mistura em
direção ao poço produtor (Figura 1).
Figura 1 - Esquema da precipitação de sulfatos de bário e estrôncio no meio poroso.
Nas proximidades dos poços produtores ocorre um aumento da velocidade de fluxo,
então uma mistura mais intensa ocorre nesta zona (aumenta a difusão). O aumento
da velocidade de fluxo também causa um aumento na taxa de cinética química, de
tal forma que a precipitação nas imediações do poço produtor acontece de forma
mais intensa do que no reservatório. Pode-se concluir que grande parte da
acumulação de precipitado ocorre nas vizinhanças dos poços produtores
provocando redução de permeabilidade.
As principais causas da incrustação são:
Variações termodinâmicas (pressão, temperatura, concentração, pH) que
ocorrem ao longo do processo de produção de petróleo. A variação de
temperatura, assim como, o decréscimo de pressão contribui para o processo
que promove a formação de incrustações;
Reação química decorrente 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.
A água da formação é rica em cátions divalentes da família dos metais alcalinos
terrosos tais como Ba2+, Sr2+ e Ca2+, e a água de injeção é rica em íons sulfatos,
(SO4)2-, quando submetidas a condições termodinâmicas adequadas, faz com que
sejam depositados compostos insolúveis tais como BaSO4 (sulfato de bário ou
barita), SrSO4 (sulfato de estrôncio ou celestita) e CaSO4 (sulfato de cálcio ou
anidrita), conforme as seguintes reações:
Dentre estes compostos, o sulfato de bário (Figura 2) é o mais problemático por ser
o de menor solubilidade e o de mais difícil remoção.
Figura 2 - Incrustação por sulfato de bário (BaSO4) na coluna de produção.
O sulfato de bário é um dos sais mais insolúveis, se forma pela reação entre os íons
do metal bário e sulfato aquoso, como mostrada na reação acima. A presença
excessiva de cátions de bário na água da formação, até mesmo de cálcio e
estrôncio, quando também proveniente de sulfatos minerais, deve-se a vários fatores
responsáveis pelo consumo de sulfato solubilizado, possibilitando a dissolução de
maior quantidade do mineral fonte, no caso o sulfato de bário que, na sua forma
mineral é denominado barita e se apresenta na forma de concreções. Dentre os
fatores que alteram o equilíbrio das águas de formação em relação à barita, pelo
consumo de sulfato aquoso, pode-se mencionar a ação de bactérias redutoras de
sulfato.
A solubilidade de uma substância é a concentração máxima da mesma que pode se
dissolver no solvente, a uma dada temperatura e pressão. Além deste limite,
ocorrerá a precipitação desta substância no sistema, formando uma segunda fase
que possui características físicas e químicas definidas. A solubilidade da barita em
água deionizada a 25ºC é de 2,3 mg/L. Apresenta insolubilidade a ponto de certos
métodos quantitativos de análise de sulfato de de bário basearem-se na sua
precipitação.
Comparando as solubilidades das principais incrustações da indústria do petróleo,
Tabela 1, pode-se perceber que o sulfato de bário é o mais insolúvel.
Tabela 1 - Solubilidade das principais incrustações da indústria do petróleo em água pura a 25°C.
O aumento de temperatura e o aumento da força iônica da solução influenciam
favoravelmente a solubilidade do sulfato de bário, que é proporcional ao somatório
dos produtos entre concentrações e as cargas dos íons elevadas ao quadrado;
sendo a solubilidade correlacionada com essas variáveis, inclusive pressão. A
variação da solubilidade do sulfato de bário com a temperatura pode ocasionar
grandes problemas, caso medidas preventivas não sejam tomadas, pois mesmo não
havendo supersaturação da solução ao deixar o reservatório, a água de formação
pode se tornar supersaturada em razão do resfriamento, a ponto de causar graves
danos a tanques e equipamentos.
3. Remoção de sulfatos
Hoje em dia, muitas pesquisas e estudos são realizados com o intuito de eliminar, ou
ao menos reduzir as incrustações. É baseando-se nisso que vários inibidores foram
desenvolvidos e têm sido aplicados intensivamente visando esse controle. Mas o
que ocorre é que esses produtos químicos, não eliminam totalmente esse problema,
eles apenas remediam temporariamente e exigem um constante acompanhamento.
Quando essas deposições mais cedo ou mais tarde aparecem, se faz necessário o
uso de técnicas para sua remoção, evitando assim que isso prejudique a
produtividade.
Outro problema decorrente dessas incrustações é o prejuízo gerado quando as
colunas de produção são tomadas, pois as mesmas precisam ser trocadas, gerando
um alto custo, devido à paralisação do poço que tem de ser fechado para operação
de troca dessas colunas.
Figura 3 - Incrustação em duto de água produzida. Fonte: ABRACO (2008).
Muitas técnicas podem ser utilizadas na remediação deste problema. Uma delas é a
injeção contínua de aditivo químico, através de bombeamento até a retirada das
incrustações. A vantagem da utilização desse sistema se dá pela alta gama de
aditivos que podem ser utilizados, o tratamento contínuo e o baixo custo
operacional, mas em contra partida, utilizando esse método pode ocorrer problemas
de corrosão da tubulação, somente ocorrer a proteção da coluna de produção,
potencial de bloquear a injeção, além do alto custo fixo.
Outra forma de remoção de sulfatos seria a utilização de uma unidade de remoção
de sulfatos, que na verdade atua na prevenção. A URS como é conhecida, tem por
finalidade tratar a água de injeção, evitando assim, a formação dessas incrustações.
Nano membranas tem a função de reter os íons sulfato da água do mar, num
processo conhecido como nano filtração. Essas membranas atuam como barreiras
restringindo a passagem desses íons. Esse processo gera duas correntes, uma
concentrada com sulfato, denominada concentrado e outra mais diluída chamada
permeado. Realizando esse processo, tem-se uma redução dos sulfatos, e essa
água é a que será utilizada na injeção do poço, reduzindo assim os riscos de
incrustações.
Figura 4 - Unidade de remoção de Sulfatos.
Outras formas de remoção desses sulfatos nas tubulações seriam:
Aplicação de aditivos inorgânicos que reagem com a gipsita e formam sais
solúveis. Esses aditivos não removem significamente a gipsita sem ocorrer
acidificação;
Aditivos orgânicos que reagem com a gipsita e tem como resultado água
dispersa ou lodo de fácil bombeamento. Já esses aditivos são mais eficientes
na remoção e desintegração das incrustações que é resultado da ação de
desgaste;
Solventes que formam um complexo solúvel com o íon cálcio.
4. Inibição dos sulfatos
Com o intuito de evitar ou reduzir a incrustação inorgânica, as indústrias vêm
desenvolvendo substâncias orgânicas e inorgânicas, conhecidas como inibidores de
incrustação, que possam atuar nesse processo.
Em termos de produtos químicos, o tratamento de um sistema com inibidores de
incrustação pode ser considerado dispendioso, mas levando-se em conta os custos
e as perdas de produção oriundas da incrustação, pode-se concluir que é
significativamente mais econômico o uso destes produtos. Além disso, esses
inibidores oferecem mais possibilidades para um tratamento eficiente da água com
diferentes especificações. Então, é relevante o desenvolvimento de pesquisa nesta
área visando a obtenção de novos inibidores de incrustação economicamente mais
atraentes.
Do ponto de vista termodinâmico, a inibição da incrustação pode ser conseguida
pela adição de substâncias que sequestram os cátions ou que inibem o crescimento
de cristais. Neste sentido, várias substâncias químicas foram sintetizadas e testadas
como inibidores à deposição de sais. Nesta linha de pesquisa o maior desafio
provavelmente é avaliar a atividade anti-precipitante próxima às condições de uso
em campo.
De uma forma geral para que um composto orgânico seja um bom inibidor é
necessário que sejam hidrofílicos. Deve também deve ter grupos que possam
complexar com cátions, como grupos ácidos carboxílico, 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.
Para um anti-incrustante atuar em campo no processo de inibição, eles precisam
apresentar certas características como:
- eficiência e estabilidade térmica;
- faixa razoável de efetividade em função do pH;
- compatibilidade com o íon cálcio.
4.1. Principais inibidores de incrustação inorgânica
Os anti-incrustantes podem pertencer a diversas classes químicas. Entretanto, o
mais importante são os grupos funcionais responsáveis pela quelação, por exemplo
o ácido fosfônico, o poli(ácido acrílico sulfonado) e o polissacarídeo natural inulina.
4.1.1. Inibidores de incrustação derivados dos ácidos fosfônicos e de fosfonatos
São geralmente misturados com outros aditivos para evitar corrosão ou incrustação
bacteriana.
Os poliácidos fosfônicos e os polifosfonatos têm sido utilizados como anti-
incrustantes dispersantes e inibidores de corrosão em diversas aplicações. São
produtos industriais feitos sob medida para aplicações específicas, incluindo
tratamento de água industrial, detergentes domésticos e industriais, limpeza
industrial, operações de recuperação de petróleo e vários processos industriais
como a dessalinização de celulose e branqueamento de papel.
Um exemplo destes produtos é a família Dequest®, atualmente comercializado pela
ThermPhos, que inclui moléculas com variados grupos fosfônicos em sua estrutura.
Segundo o representante comercial, os produtos pentafosfonato e hexafosfonato
são indicados para inibição de sais de sulfato de bário e sulfato de estrôncio, de
comum ocorrência na indústria petrolífera.
4.1.2. Ácidos Orgânicos Multifuncionais e Hidroxiácidos
Esta classe difere da anterior por não ter o elemento fósforo na sua composição.
Nesta família o grupo quelante é o ácido carboxílico (carboxila) e a maioria é
sintética. Sua estabilidade térmica é menor do que a dos derivados dos ácidos
fosfônicos e de fosfonatos, mas em alguns casos seu desempenho é melhor.
O mais conhecido quelante desta família é o ácido etilenodiaminotetracético (EDTA)
que apresenta múltiplas aplicações. O EDTA é barato e forma complexos fortes com
um amplo espectro de íons metálicos.
Outro quelante é poli(ácido maléico), que recentemente foi mostrado por Benbakhti e
Bachir-Bey ser um excelente inibidor quando comparado com dois inibidores
comerciais. Ele se mostrou um inibidor da precipitação de BaSO4 (Sulfato de bário)
efetivo numa concentração de 3 mg.L-1, resultando em eficiência de 96 % e 88 %,
nas temperaturas ambiente e de reservatório, respectivamente.
4.1.3. Inibidores de incrustação provenientes de carboidratos
Alguns inibidores de incrustação comerciais, se usados demasiadamente, podem
gerar um passivo ambiental, como por exemplo, um processo de eutrofização
causado pelo fosfato. Dentro desta perspectiva, as indústrias petrolíferas estão na
busca de soluções ambientalmente corretas para o problema da deposição mineral
com tecnologias e produtos sustentáveis. Neste contexto de futuro sustentável, a
natureza é farta em produzir materiais de fontes renováveis que podem ser
candidatos a atuarem como inibidores de incrustação, por exemplo, a celulose,
lignina, quitina, inulina, entre outras, e tais produtos são materiais naturais
abundantes. Também há possibilidade destes materiais sofrerem modificações
sintéticas na direção dos produtos desejados, como quitosana, carboximetil celulose
ou carboximetilinulina. Esta classe poderia ser classificada como materiais naturais
modificados.
O mercado oferece diferentes tipos de carboximetilinulina que se diferenciam nos
tamanhos das cadeias do polissacarídeo e dos graus de substituição de grupos
carboximetil nas hidroxilas. Esses carboidratos modificados foram testados como
inibidores de precipitação de carbonato e sulfato, e comparados com inibidores de
incrustação da classe dos poliácidos fosfônicos e poliacrilatos. Os resultados
mostraram que esta família de polissacarídeos pode ser considerada como
inibidores de incrustação viáveis e alternativos aos inibidores não biodegradáveis,
pois são produzidos a partir de recursos renováveis, apresentam baixa toxicidade
aquática e são biodegradáveis. No entanto, Baraka Lokmane e colaboradores
mostraram que seu desempenho é inferior ao exibido por inibidores de incrustação
baseados em organofosfonatos. Apesar da menor eficiência da família da
carboximetilinulina, os ganhos ambientais devem ser considerados quando da
escolha do inibidor.
5. Estudo de caso: incrustação de sulfatos
Antes de desenvolvimentos recentes na tecnologia de remoção de incrustações,
operadoras com problemas graves de incrustação em suas tubulações de produção
eram forçadas a parar a produção, chamar plataformas de workover para retirar a
tubulação danificada do poço, e tratara essa incrustação em superfície ou substituir
a tubulação.
Interpretação de perfis de Gamma ray normalmente indicam incrustação de sulfato
de bário uma vez que o elemento Ra226, que é naturalmente radioativo, precipita
com essa incrustação. Em muitos casos se vê um aumento de 500 API na atividade
de gamma ray sobre senários naturais.
O Ácido Ethylenediamenetetraacetico (EDTA) foi um candidato recente para
responder a necessidade para melhorar a remoção química, e continua sendo usado
hoje de muitas formas. Agentes quelatantes são usados para prender ions
indesejáveis em solução. Uma molécula de EDTA partilha elétrons de átomos de
oxigênio e nitrogênio com ions de bário, formando um componente quelato bário-
EDTA. O processo de quelatação pode ajudar a dissolver incrustações de sulfato de
bário solidas.
Enquanto os tratamentos EDTA são mais caros e lentos que o com ácidos
clorídricos, eles funcionam bem em depósitos que requerem uma aproximação
química. EDTA e suas variações são eficientes também na remoção de incrustações
não carbonatadas, e são promissoras na remoção de sulfato de cálcio e misturas de
sulfato de cálcio-bário.
Outros agentes quelantes também foram especialmente otimizados para
incrustações de sulfato de bário e estrôncio. Por exemplo, U104 é baseado em um
solvente EDTA que contem ativadores químicos que melhoram a taxa de dissolução
de incrustação, e foi efetivamente provado em uma larga variedade de incrustações,
inclusive sulfato de cálcio. Em uma aplicação típica essas soluções são diluídas com
água doce com período de estabilização de 6 a 24 horas.
A eficácia desse novo solvente foi demonstrada no poço do Mar do Norte que tinha
alto dano de película devido à incrustação ao redor do poço e no canhoneado. A
incrustação identificada foi uma mistura de sulfato de bário e carbonato de cálcio.
Um tratamento U104 foi designado em bombeio em alta pressão para dentro da
formação para dar um deslocamento médio radial de 3 pés [1m]. O tratamento foi
descarregado com um deslocamento de água salgada inibida, e o poço foi fechado
por um total de tempo de soak de 18 horas, depois o qual foi retornado à produção
(figura abaixo).
Figura 4 - Histórico de produção de poço no Mar do Norte. Alto dano de película no poço devido a
incrustação de BaSO4 e CaCO3 no canhoneado e matriz próxima ao fundo do poço foi tratado com
sucesso, resultando em um aumento de 64% no aumento da produção de óleo por mais de 147 dias.
A produção aumentou 450 BOPD [72 m3/d] pagando todo o custo de material,
bombeio e perda de produção de 12 dias.
Sistemas de jateamento de fundo de poço já estão disponíveis há muitos anos para
remover as incrustações na tubulação de produção e canhoneado. Tais ferramentas
usam múltiplos orifícios de jatos ou uma cabeça de jateamento indexada para atingir
a cobertura total do poço. Essas ferramentas podem ser utilizadas com lavagens
químicas para atacar depósitos solúveis onde a colocação é fundamental para evitar
a perdas de reagente por filtrado. O jateamento de água pode ser eficaz em uma
incrustação macia, como halita, mas a experiência mostra que é menos eficaz em
algumas formas de incrustação de média para dura, tal como o sulfato de bário e
cálcio.
A técnica de Scale Blasting foi usada no Mar do Norte para remover depósitos de
sulfato de bário resistentes em duas válvulas de gás-lift, identificados por perfis de
caliper multifingers, em um poço de completação com mandril múltiplo de gás-lift
(figura abaixo).
Figura 5 - Deposição de incrustação entre Abril de 1996 e Agosto de 1997. Perfis de caliper multi-arm
mostram acumulação de incrustação (sombreado) na parte superior do side-pocket mandril.
A pressão de fluxo diminuiu quando a água foi injetada, e havia uma possibilidade
que a pressão de gás disponível seria insuficiente para alcançar a única válvula ativa
remanescente em um side-pocket mandril. A falha na remoção e troca da segunda
válvula danificada resultaria na morte do poço uma vez que o BSW aumentou e
levaria a constantes intervenções. Solventes foram ineficazes na remoção de
incrustação suficiente para permitir a ferramenta de kickover encaixar e prender na
válvula.
Em outro exemplo, depósitos espessos de sulfato de bário de até 0,38 in. [1 cm]
impediram uma operadora no Gabão, na África Ocidental, de acessar e manusear
cinco mandris de gas-lift em um poço com uma completação reduzida de tubos de
produção. O poço não produzia desde 1994. O corte na bitola mostrou acúmulo de
incrustações que fecharam a tubulação, bloqueando o acesso à parte inferior do
poço. Os objetivos do workover foram limpar a incrustação da tubulação, trocar
mandris de gas-lift, e ter acesso ao poço abaixo da tubagem.
As primeiras tentativas de métodos de remoção de escala convencionais, incluindo
vários de motores de deslocamento positivo (PDM) e corridas de moagem, um
martelo de impacto e outro sistema de jateamento após tratamentos de dissolução,
foram ineficazes. A capacidade de remover incrustações de sulfato de bário duro
sob uma ampla gama de condições fez a técnica de Scale Blasting uma alternativa
atraente. Devido à completação afunilada, foram necessários vários tamanhos de
calibre de anéis e cabeças de bocal. O jato de fluido foi formulado com
concentrações padrão de polímero e grânulos esterlinos abrasivos para conseguir
assim a ótima limpeza e taxa de penetração.
Incrustação de sulfeto de ferro [FeS2] é um problema especial para a BP Amoco em
todo campo do sul do Kaybob na formação Lake Beaverhill no Canadá. Os cristais
de sulfato de ferro formam diretamente em tubos de aço, anexando firmemente, e
promovem a corrosão bi metálicos ou por fenda debaixo da cristalização. Estes
poços de condensados de gases ácidos [H2S] depositam compostos de elevado
peso molecular, tais como asfaltenos, nos cristalitos de sulfureto de ferro no interior
da tubulação.
Essa incrustação não usual não pode ser removida por ácidos clorídrico,
surfactantes ou agentes quelantes porque o asfalteno protege a incrustação da
dissolução. A incrustação pode ser removida somente por técnicas mecânicas ou
por remoção química da camada de asfalteno primeiramente. Experiências
passadas com métodos convencionais de remoção de incrustações – incluindo
espuma acida, jateamento acido combinado com solventes orgânicos como o xileno,
moagem e perfuração, e movimentação da tubulação – foram inconsistentes.
Referências
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Frenier, Wayne W.; Ziauddin, Murtaza. Formation, removal, and inhibition of
inorganic scale in the oilfield environment. SPE Books. Richardson, 2008.
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Inorgânica de Sulfato de Bário em Poços de Petróleo – Tese de Mestrado:
Universidade Estadual de Campinas, 2010.
José Bezerra de Almeida Neto: Estudo da formação de depósitos inorgânicos em
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José Sérgio Daher: Avaliação de incrustação de sais inorgânicos em reservatórios
inconsolidados através da simulação numérica - Tese de Mestrado: Universidade
Estadual do Norte Fluminense, 2003.
Raphael Monteiro Pereira da Silva: Validação do modelo matemático para
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– Tese de Mestrado: Universidade Estadual do Norte Fluminense, 2007.
http://www.uff.br/RVQ/index.php/rvq/article/viewFile/125/157
http://www.bdtd.ndc.uff.br/tde_arquivos/13/TDE-2008-09-05T160604Z-
1653/Publico/Katia%20Regina%20%20Rosa.pdf
http://www.fsma.edu.br/ep/Artigos/REV_ENG_3_artigo_1.pdf