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

Crabtree et al. : Fighting Scale - Removal and Prevention. Oilfield Review, 1999.

Frenier, Wayne W.; Ziauddin, Murtaza. Formation, removal, and inhibition of

inorganic scale in the oilfield environment. SPE Books. Richardson, 2008.

Jordani Rebeschini: Avaliação de Aditivos Químicos para Dissolver Incrustação

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

campos petrolíferos – Tese de Mestrado: Universidade Federal de Sergipe, 2012.

José Sérgio Daher: Avaliação de incrustação de sais inorgânicos em reservatórios

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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-

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http://www.fsma.edu.br/ep/Artigos/REV_ENG_3_artigo_1.pdf