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Capitulo 15 Suplementos de Acidificacion en Fluidos
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CAPÍTULO 15
SUPLEMENTOS DE ACIDIFICACIÓN FLUIDOS
15-1. INTRODUCCIÓN
La selección adecuada de fluido es crítico para el éxito de un tratamiento matriz. La figura 15-1
muestra los tipos del daño que se puede producir y qué tipo de tratamiento sería necesario. El
tratamiento puede ser un fracaso si no se utilizan los aditivos apropiados. El fluido de tratamiento
está diseñado para que sea efectiva o eludir el daño, mientras que los aditivos se utilizan para
evitar la excesiva corrosión, evitar espesamiento y emulsiones, prevenir precipitación de hierro,
mejorar la limpieza, mejorar la cobertura de la zona y evitar la precipitación de reacción productos.
Los aditivos también se utilizan en preflushes y overflushes para estabilizar las arcillas y dispersar
parafinas y asfaltenos. Las funciones de algunos de los aditivos se discuten brevemente en este
capítulo.
A lo largo de este capítulo se hacen referencias a las interacciones de los aditivos con la
formación. Schechter (1992) proporciona una excelente discusión de las propiedades químicas de
los materiales de formación y sus interacciones con fluidos. Los minerales de arcilla son
importantes debido a su gran área de superficie y porque la superficie lleva una carga eléctrica.
Aunque, algo de carga relativamente menor superficie resultados de la sustitución iónica y las
imperfecciones estructurales.
Por ejemplo, la sustitución de Al3 + por Si4 + en hojas tetraédricas o Mg2 + o Fe2 + por Al3 + en
hojas octaédricas es el origen de cargas negativas en la red de esmectitas. Estos son inalterada
por cambios en las soluciones que les contacto.
Silicio y óxidos de aluminio, los ingredientes principales de areniscas y arcillas, anfóteros
exhibición comportamiento. Por lo tanto, las cargas superficiales de estos minerales dependen del
pH de las soluciones en contacto con ellos. Los cambios de la superficie de carga de positivo a
negativo como el pH aumenta. El punto en el que la carga superficial es neutral se conoce como el
punto de carga cero (pcc). Tabla 15-1 proporciona los valores aproximados de la pcc para varios
común minerales.
Figura 15-1 tipos de daños
Tabla 15-1. Punto de carga cero de algunos materiales de depósito representativos.
Por lo tanto, la forma en que interactúan con el aditivos depósito en realidad depende del pH. Bajo
las condiciones que normalmente se asocian con el acidization matriz de areniscas, el pH del
ácido es menor que el pcz de los constituyentes del yacimiento, lo que provoca la materiales de
formación para comportarse pagan como positivamente.
Es importante mantener este concepto en mente.
15-2. Los inhibidores de corrosión
Los aditivos ácidos más importantes son la corrosión inhibidores. Un inhibidor de la corrosión es
una sustancia química que frena el ataque de la corrosión ácida en la tubería de perforación,
tubería o cualquier otro metal que los contactos de ácido durante el tratamiento.
Breves explicaciones de los mecanismos de corrosión, inhibición de la corrosión y técnicas para
evaluar rendimiento inhibidor se presentan en esta sección.
15 - 2,1. La corrosión de metales
Cualquier superficie de metal es un compuesto de electrodos eléctricamente en cortocircuito a
través del cuerpo del metal sí (fig. 15-2). Mientras el metal permanece seca, no se observan las
corrientes locales y la corrosión. Sin embargo, en la exposición del metal a la sal acuosa, álcali o
soluciones de ácido, las células de acción local pueden funcionar, que conduce a la conversión
química del metal a productos de corrosión.
15 - 2,2. La corrosión del ácido sobre el acero
Todas las soluciones de ácido no inhibidas corroer el acero. La ataque del ácido sobre el acero se
produce a través de la disociada iones de hidrógeno en la solución de ácido. Esto resulta en la la
oxidación y la disolución de hierro en los sitios anódicos
Figura 15-2. Una superficie de metal compuesto tanto anódica y sitios catódicos (Schechter, 1992).
en las superficies de metal, junto con la reducción de iones de hidrógeno y la formación de
hidrógeno en la sitios catódica.
Las ecuaciones para una reacción anódica (oxidación):
Fe → Fe+2 + + 2e-
hierro metálico electrones de hierro iónico
y una reacción catódica (reducción):
2H + + 2e-→ H2
iónica electrones de hidrógeno hidrógeno
se pueden combinar para mostrar la reacción global:
Fe + 2H + → Fe2+ + H2
hierro metálico de hidrógeno iónico iónica de hidrógeno de hierro
La unidad de medida utilizada para determinar la cantidad de corrosión es lbm/ft2. Corrosión
Aceptable límites de acero de baja aleación se muestran en la Tabla 15-2.
El rango aceptable es 0,02-,09 lbm/ft2 de la superficie de metal, dependiendo de la temperatura y
tiempo de exposición. Los ácidos corroen más uniforme, con menos picaduras, a temperaturas
más altas. A temperaturas elevadas, se puede producir más la corrosión, pero la posibilidad de la
formación de un agujero en la cadena de tubería de perforación o tubo es en realidad menos.
La eficacia de un inhibidor de la corrosión dada depende del metal. McDougall (1969) reportaron
pruebas de cinco inhibidores de la corrosión comerciales diferentes el N80, J55 y P105 tubulares.
Estos resultados claramente
mostrar la necesidad de hacer coincidir el inhibidor a la de acero, debido a una amplia gama de
respuestas era obtenido para un inhibidor dado. Smith et al. (1978) señaló que el Instituto
Tabla 15-2. Límites de corrosión para acero de baja aleación.
Americano del Petróleo (API) designaciones de los aceros son insuficientes para distinguir
velocidades de corrosión porque identifican límite elástico, mientras que las características de
corrosión se determinan principalmente por su composición química. Debido a que el rendimiento
la fuerza se puede lograr ya sea por medios físicos o modificaciones químicas en la industria
manufacturera, es esencial que los cupones metálicos probados son representativos de los
tubulares a ser protegidos.
15 - 2,3. Picaduras tipos de corrosión ácida
En las soluciones de ácido no inhibidas, la corrosión del acero es por lo general uniforme. El
desplazamiento constante de anódico y áreas catódicas se propaga la corrosión bastante
uniformemente sobre toda la superficie del metal. En los ácidos inhibidos, picaduras de la
superficie se produce en algunas situaciones como un resultado de la descomposición inhibidor, el
inhibidor insuficiente o impurezas de metal.
• Desglose Inhibidor
De tipo corrosión por picadura no es poco común sobre el acero que contiene un inhibidor de
corrosión inferior que es expuesto a soluciones de ácido. Todos los inhibidores de la corrosión
finalmente romper después de un cierto período de tiempo, dependiendo de varios factores
incluyendo la temperatura, la fuerza del ácido y el tipo de metal. Cuando este punto se alcanza, un
inhibidor de la inferior puede en realidad promover picaduras por desorción de la superficie
metálica en áreas localizadas.
• Insuficiente inhibidor
Independientemente de la calidad del inhibidor de la corrosión, picadura también puede ocurrir si
hay una insuficiente cantidad de inhibidor para recubrir eficazmente el superficies de acero.
Superficies de acero sin protección son rápidamente atacado por la solución de ácido y picaduras
ocurre.
• impurezas metálicas
Otra condición que promueve la picadura es la presencia de impurezas o inclusiones dentro de la
de acero. Por ejemplo, pequeños trozos de escoria puede quedar atrapados durante la formación
del acero, o el tratamiento térmico inadecuado o temple del acero puede producir discontinuidades
en su estructura de grano.
Estas imperfecciones pueden, a su vez, se convierten en anódico en relación con la estructura de
acero que rodea y por lo tanto promover el ataque de los ácidos.
15 - 2,4. Fragilización por hidrógeno
Resultados de la fragilización por hidrógeno a partir de la catódica reacción descrita anteriormente
en la que el hidrógeno se reducen a iones hidrógeno elemental. Elemental resultados de hidrógeno
de las operaciones de acidificación. Elemental de hidrógeno adsorbido por un metal puede
disminuir ductilidad hasta el punto de que el metal se vuelve frágil.
La Figura 15-3 muestra el efecto del contenido de hidrógeno y resistencia a la tracción en la
pérdida de ductilidad del acero.
El N80, P110 y Q125 grados de tubos y carcasa son propensos a la fragilización como resultado
de la acidificación.
En consecuencia, la selección inhibidor debe tomar este en cuenta.
Figura 15-3. Reducción de la ductilidad
con el aumento de hidrógeno contenido y la fuerza (Tetelman, 1973). 1 ksi = 100 lbf/in.2.
15 - 2,5. Corrosión por diferentes tipos de ácidos
El grado de disociación de los iones de hidrógeno de la molécula de ácido, junto con la
concentración de ácido, determina la actividad de los iones hidrógeno, que es directamente
proporcional a su corrosividad sobre acero. la grado relativo de la disociación para algunos
comunes ácidos clorhídrico es> fórmico> acético. Por lo tanto, ácido clorhídrico (HCl) es más
corrosivo sobre el acero que el ácido fórmico, que es más corrosivo que el acético ácido. Como
es lógico, el de un ácido más agresivo es en su ataque en el acero, más difícil es para inhibir.
Sin embargo, el mecanismo de ataque es la misma para todos tipos de ácidos.
15 - 2,6. Inhibidor de tipos
Inhibidores de la función al interferir con la química reacciones que se producen en el ánodo o el
cátodo de la célula de corrosión. Los dos tipos básicos de corrosión inhibidores son inorgánicos y
orgánicos. También hay ayudas inhibidor.
• Los inhibidores de corrosión inorgánicos
Esta clase de inhibidores incluye las sales de cinc, níquel, cobre, arsénico, antimonio y otros varios
metales. De éstos, el más ampliamente utilizado son los compuestos de arsénico. Cuando estos
compuestos de arsénico se añaden a una solución de ácido, que "Plate "de acuerdo a los sitios
catódicos de superficies de acero expuestas.
El chapado disminuye la tasa de iones de hidrógeno de cambio, debido a que el sulfuro de hierro
que se forma entre el acero y los ácido actúa como una barrera. Lo es un proceso dinámico en el
que el ácido reacciona con sulfuro de hierro, en lugar de metal.
Algunas de las ventajas de los inhibidores inorgánicos son que ellos
- Trabajar con eficacia a altas temperaturas durante mucho tiempo tiempos de contacto
- Cuestan menos que los inhibidores orgánicos.
Desventajas de inhibidores inorgánicos son que ellos
- Tienden a perder su eficacia en soluciones ácidas más fuerte que aproximadamente 17% de HCl
- Reaccionar con sulfuro de hidrógeno (H2S) a través de la sulfuro de hierro que pueden estar
presentes para formar una insolubles precipitar tales como sulfuro de arsénico
- Catalizadores de refinería veneno (como el platino)
- Puede liberar gas arsina tóxica como un subproducto de corrosión
- Son difíciles de mezclar y peligroso de manejar.
• inhibidores de corrosión orgánicos
Inhibidores de corrosión orgánicos se componen de polar compuestos orgánicos capaces de
adsorber sobre la superficie de metal, estableciendo de ese modo una película protectora que
actúa como una barrera entre el metal y el ácido solución. Por lo general, sirven como un
polarizador catódica mediante la limitación de la movilidad de iones de hidrógeno en los sitios
catódicos.
Inhibidores orgánicos se componen de más bien complejo compuestos, con uno o más grupos
polares hechas de azufre, oxígeno o nitrógeno.
Algunas de las ventajas de los inhibidores orgánicos son que ellos
- Se puede utilizar en presencia de H2S sin la precipitación de sales, tales como sulfuro de
arsénico (que se puede tapar el pozo)
- No catalizadores de refinería de veneno
- Trabajar con eficacia en todas las concentraciones de ácido.
Desventajas de los inhibidores orgánicos son que
- Degradarse químicamente con el tiempo en presencia de ácido y por lo tanto no proporcionan
fácilmente a largo plazo protección a temperaturas superiores a 200 ° C [95 ° C]
(Tabla 15-3)
- Costar más que los inhibidores de corrosión inorgánicos.
• Ayudas Inhibidor
Aunque estos aditivos no funcionan como inhibidores, que aumentan la eficacia de la orgánica
inhibidores. Las ayudas inhibidores comunes son de potasio yoduro, yoduro cuproso, cloruro
cuproso y ácido fórmico. La adición de estos materiales a formulaciones de inhibidores orgánicos
existentes en gran medida extiende el rango de su eficacia, en particular en aplicaciones de alta
temperatura.
Tabla 15-3. Eficacia de los inhibidores de la corrosión en
15 - 2,7. Compatibilidad con otros aditivos
Cualquier aditivo que altera la tendencia de la corrosión inhibidor para adsorber también cambiará
su eficacia.
Por ejemplo, agentes tensioactivos añadidos al ácido para diversos propósitos pueden formar
micelas que solubilizan el inhibidor, disminuyendo de ese modo la tendencia para el inhibidor
para adsorber en la superficie metálica. inorgánico sales y disolventes mutuos también pueden
interferir con inhibidor de adsorción. Si es posible, los aditivos que reducen la eficacia de los
inhibidores debe ser incluido en un de pre-limpieza o sobredesplazamiento en lugar de en la
solución de ácido.
15.2.8. La evaluación de laboratorio de los inhibidores
La evaluación de laboratorio de un inhibidor de la corrosión consiste en someter un cupón de metal
a ser protegido al ácido para ser utilizado. El cupón es normalmente insertado en una mezcla de
ácido y la corrosión inhibidor para ser evaluado y colocado en una presión calentada. La
replicación de las condiciones de fondo de pozo es importante. Se determina la cantidad de
corrosión pesando el cupón antes y después de la prueba.
Inhibidor de la eficacia se expresa en términos de pérdida de metales por unidad de superficie de
metal expuesto por unidad de tiempo. La unidad típica es lbm/ft2/day.
También se debe observar las discontinuidades o ataque localizado, si el ataque es apreciable y
se limita a una parte relativamente pequeña, el área de actuación de metal será como ánodo,
entonces los pozos resultantes pueden ser profundos. Un factor de punzadas, se define como la
relación de la penetración más profunda de metal a la penetración media, como se determina por
el la pérdida de peso de la muestra.
Un factor de punzadas de unidad representa un ataque uniforme, muchos factores influyen en la
velocidad de corrosión medidos en tales pruebas. De gran importancia son
Grado de agitación
Tipo de metal
El tiempo de exposición
Temperatura
Tipo ácido y la concentración
Tipo inhibidor y concentración
El índice de volumen de metal con ácido
La composición del gas (si una interfaz está presente)
Presión
Presencia de otros aditivos tales como agentes tensioactivos.
15.2.9. Sugerencias para la selección de inhibidor
Alguna pérdida de metal de las tuberías para perforación de pozos se espera cuando existe
acidificación, y el tema principal es qué nivel se puede tolerar. La mayor empresa de servicios
información se basa en la suposición de que un metal pierda 0,02 lbm/ft2 como parámetro que se
puede tolerar durante el tratamiento, si no se produce la picadura. Para algunos casos una
cantidad tan alta como 0.095 lbm/ft2 es permisible. Sin estos metales las pérdidas no pueden
sostenerse sin efectos adversos, un inhibidor más eficaz debe ser encontrado.
Si el costo se convierte en un factor a considerar, puede ser posible reducir el coste por
tratamiento cuidadoso diseño. El pre-enfriamiento del tubo mediante la inyección de un gran
waterpreflush será útil. El uso de ácido fórmico en lugar de HCl ayuda a reducir el problema de la
corrosión.
También, reducir al mínimo el tiempo de contacto reduce requisitos de inhibidor.
El aspecto más importante es la prueba apropiada de muestras representativas de metales
utilizando la formulación precisa de ácido que se aplicará en las condiciones más adversas de
temperatura y presión. La prueba debe ser llevada a cabo en un ambiente libre de oxígeno. Sólo
en estas condiciones puede una decisión sobre la idoneidad del inhibidor de la corrosión ser
hecho.
15.3. Los surfactantes
Los agentes tensioactivos, o agentes de superficie activa, se utilizan en acidificación para romper
emulsiones indeseables, reducir superficie y / o la tensión interfacial, alterar la humectabilidad,
Velocidad de limpieza, dispersar aditivos y prevenir los lodos formación. El uso de tensioactivos
requiere una cuidadosa selección de una molécula apropiada. Sorprendentemente, en el diseño de
la mayoría de los tratamientos, así los tensioactivos son seleccionados con poco o nada de los
datos de laboratorio de apoyo, y a veces sin el pleno conocimiento de sus propiedades en las
condiciones en que lo harán ser aplicado. Seleccionar un surfactante inadecuadamente puede dar
lugar a resultados contrarios a los previstos y pueden ser perjudiciales para el éxito del
tratamiento.
Los surfactantes deben sus propiedades a su "dipolar" composición (Fig. 15-4). La molécula de
tensioactivo consiste en un grupo soluble en agua (hidrófilo) y un grupo soluble en aceite
(lipofílico), que están separados unos de otros aunque unido por un fuerte covalente enlace
químico. Las moléculas se clasifican en cinco grupos de acuerdo a la carga iónica realizado por el
soluble en agua del grupo de:
Aniónico
Catiónico
No iónico
Anfótero
Fluorocarbonos.
El equilibrio hidrófilo-lipófilo (HLB) depende en la composición de la cadena orgánica, que puede
ser 100% oleófilo (por ejemplo, una cadena de alcano) o contener algunos átomos de oxígeno (por
ejemplo, una cadena de óxido de etileno) y convertirse en más hidrófilo. El valor de HLB de un
surfactante indica la cantidad de sus cadenas pueden aceite mojado un mineral.
15.3.1. Los tensioactivos aniónicos
Los tensioactivos aniónicos se añaden habitualmente para así los fluidos de tratamiento. Estos
tensioactivos tienen una negativa cargar cuando se ionizan en solución acuosa.
Debido a que la mayoría de los minerales del yacimiento también son negativamente cargado a
valores de pH casi neutros y superiores, aniónico tensioactivos exhiben adsorción mínima. Algunos
ejemplos de tensioactivos aniónicos son
Sulfatos R-O-SO3
Sulfonatos R-SO3
Fosfatos R-O-PO3
Los fosfonatos R-PO3
Donde R es un grupo orgánico soluble en aceite.
De éstos, los tensioactivos aniónicos más comunes son sulfatos y sulfonatos. Los tensioactivos
aniónicos son sensibles a los iones multivalentes, tales como Ca2 + y Mg2 +.
Estos tienden a precipitar tensioactivos aniónicos, aunque esta tendencia puede ser superado
hasta cierto medida mediante el aumento de la concentración de tensioactivo.
Los tensioactivos aniónicos se utilizan principalmente como nonemulsifying agentes, agentes
retardantes y agentes de limpieza.
15.3.2. Los tensioactivos catiónicos
Los tensioactivos catiónicos tienen una carga positiva cuando ionizan en soluciones acuosas. Hay
dos categorías generales de tensioactivos catiónicos. La primera categoría consta de primaria de
cadena larga, secundaria y aminas terciarias. Estos son solubles sólo en ácido soluciones, donde
se ionizan para formar una cadena larga de cationes y de aniones sal sencilla. La figura 15-5
muestra varios estructuras moleculares catiónicos.
La segunda categoría importante de tensioactivos catiónicos es los compuestos de amonio
cuaternario. Estos ionizar para formar cationes de cadena larga a través de una amplia gama de
pH de la solución. Los tensioactivos catiónicos experimentan la misma sensibilidad a los iones
multivalentes o concentraciones mayores sólidos disueltos de como tensioactivos aniónicos;
Por lo tanto, el mismo se debe tener cuidado en su aplicación como con agentes tensioactivos
aniónicos.
Los tensioactivos catiónicos y aniónicos son generalmente incompatibles. Cuando se mezcla,
tienden a precipitar en soluciones acuosas.
15.3.3. Los tensioactivos no iónicos
Los tensioactivos no iónicos no tienen ningún cargo en absoluto en el grupo hidrófilo y una cadena
larga orgánica (R) para el grupo lipófilo. El grupo soluble en agua es un polímero hecho a partir de
cualquiera de óxido de etileno o de propileno óxido. Otros tipos incluyen condensados de amina
alcanol y óxidos de amina. Las fórmulas generales para estos productos son los siguientes:
Los tensioactivos no iónicos obtienen su solubilidad en agua uniendo la cadena hidrocarbonada
larga a una altamente molécula soluble, tal como el alcohol polihídrico o por reaccionar con óxido
de etileno. La mayoría de los compuestos en esta clasificación son los ésteres, éteres y éter-
ésteres. El grupo lipófilo se puede derivar a partir de aceites y grasas, los aceites de petróleo o
sintetizado naturales hidrocarburos. El grupo hidrófilo es generalmente un alcohol polivalente o un
polímero de óxido alquídica.
Estos tensioactivos se utilizan como nonemulsifiers y agentes de formación de espuma.
15.3.4. Los tensioactivos anfóteros
Los tensioactivos anfóteros tienen un grupo hidrófilo que los cambios de catiónico a no iónico a los
tensioactivos aniónicos al aumentar el pH. En otras palabras, si la solución es, los actos de
agentes tensioactivos anfóteros ácidos como un catiónica tensioactivo; si la solución es neutra,
actúa como un tensioactivo no iónico; y si la solución es básico, se actúa como un agente
tensioactivo aniónico. Estas propiedades son derivado de los dos grupos de carga opuesta en la
cabeza de tensioactivo. Los anfóteros son generalmente o bien sulfonatos o fosfatos de amina de
amina. Las fórmulas generales son las siguientes:
Amina sulfonatesRNH-(CH2) xSO3H
Amina fosfatos RNH-(CH2) yOPO3H
15.3.5. Tensioactivos fluorocarbonados
Los fluorocarbonos forman superficies de menor energía libre que las superficies de hidrocarburos.
En consecuencia, de fluorocarbono.
Los tensioactivos reducen la tensión superficial de las soluciones en mayor medida que los
tensioactivos de hidrocarburos.
Las tensiones superficiales tan bajas como de 30 dinas / cm pueden ser obtenidos utilizando
surfactantes con una cola de hidrocarburos.
Valores tan bajos como 17 dinas / cm se han reportado el uso de agentes tensioactivos de
fluorocarbono. Los fluorocarbonos son disponible comercialmente en aniónicos, catiónicos y no
iónicos
15-3,6. Propiedades afectadas por Surfactantes
Las principales propiedades de un fluido o un mineral afectados por tensioactivos son la superficie
y las tensiones interfaciales, tendencia emulsificación, humectabilidad, la formación de micela y la
dispersabilidad.
• Superficie y tensiones interfaciales
Rosen (1989) presentó una buena discusión de cómo tensiones superficiales interfaciales y se
reducen por tensioactivos.
La figura 15-6 es un diagrama simplificado de la interfaz entre dos fases condensadas.
Una molécula en la mayor parte de un líquido está rodeada por moléculas como la propia y las
fuerzas se equilibran. Al interfaz, sin embargo, las fuerzas que actúan sobre las moléculas en los
dos líquidos son diferentes de la fuerzas que actúan sobre las moléculas en los líquidos a granel.
Los términos Aaa y ABB en la fig. 15-6 representan la energía de interacción entre las moléculas
en la interfase y moléculas similares en la masa del líquido mientras que Aab representa la energía
de interacción entre las moléculas diferentes en la interfaz.
El aumento en la energía potencial de las moléculas en la interfaz en comparación con la de la
moléculas en el líquido a granel es simplemente Aaa – Aab y Abb - Aab. Por lo tanto, el aumento
total de energía potencial en la interfase convierte Aaa + Abb - 2Aab. La energía libre interfacial
por unidad de superficie área, que también se conoce como el interfacial γI tensión, se convierte
γI = γa + γb - 2γab, (15-1)
donde γa y γb son las tensiones superficiales de pura un líquido y el líquido B, respectivamente, y
γab es el energía de interacción por unidad de área de superficie entre líquidos a y b.
El valor de γab tiende a ser grande cuando similares líquidos están en contacto; esto provoca γI a
ser pequeña.
Por el contrario, si un líquido es bastante diferente de líquido b, entonces la energía de interacción
es pequeña y el tensión interfacial entre los dos líquidos es grande.
Las tensiones superficiales de algunos líquidos se enumeran en Tabla 15-4.
La figura 15-7 ilustra la interacción entre un líquido y un gas.
En este caso, la interfaz es el superficie del líquido. La interacción entre un molécula de gas y otras
moléculas de gas es insignificante, como es la interacción entre las moléculas de gas y el líquido.
Por lo tanto, γI = γb; En otras palabras, la tensión interfacial es simplemente la tensión superficial
del líquido.
Un agente tensioactivo, cuando se añade a dos fases inmiscible, se adsorbe en la interfaz. Si uno
de los líquidos es agua y el otro es un hidrocarburo, la extremo hidrófobo del tensioactivo se
orientará hacia el hidrocarburo, y el grupo hidrófilo se orientará hacia la fase acuosa. Esto causa
un cambio en la interfaz. Ahora la interacción es entre el grupo hidrófilo del agente tensioactivo y la
fase acuosa y el grupo hidrófobo de la tensioactivo y la fase de hidrocarburo. Estas interacciones
son mucho más fuerte que la interacción original, entre el agua y de hidrocarburos, el cual conduce
efectivamente a un aumento en γab y una concomitante disminuir en γI.
• tendencia emulsificación
Una emulsión es una mezcla de dos fluidos en la que finas gotitas de un fluido se suspenden en la
otra. Las emulsiones pueden ser de aceite externo o agua externa. En el primer caso, el petróleo
es la continua fase con las gotas de agua dispersa a través.
Esta es la emulsión más común encontrado en pozos. Una emulsión de agua-externa tiene un
acuosa fase externa con gotitas de aceite distribuido a lo largo.
Muchos crudos contienen agentes tensioactivos de origen natural que reducen la tensión
superficial entre el petróleo y agua de formación y así promover el desarrollo de emulsiones.
Tratamiento de la formación con ciertos tensioactivos también pueden conducir al desarrollo de
emulsiones. Sin embargo, los tensioactivos adecuados se puede utilizar para el tratamiento de
pozos con problemas emulsión. Se requiere una prueba de laboratorio para determinar el agente
tensioactivo apropiado.
• Mojabilidad
Aceite y el agua son líquidos inmiscibles que compiten por el espacio en la superficie de formación.
¿Cuál líquido preferencialmente moja la superficie de la roca? es un importante factor en la
acidificación. Cuando la superficie de formación es completamente cubierto por una capa de
aceite, la formación que se denomina aceite mojado. A la inversa, cuando está cubierto por agua,
la formación es humedecida con agua.
Una aproximación electroquímica ayuda a explicar la capacidad de un agente tensioactivo a
adsorber en las interfaces entre líquidos y sólidos y alterar la humectabilidad de sólidos. De arena
por lo general tiene una superficie negativo cargo. Cuando un agente tensioactivo catiónico está
presente y el pH sube por encima del pcc, lo positivo, soluble en agua grupo es adsorbido por la
partícula de sílice negativo.
Esto deja el grupo soluble en aceite a la influencia humectabilidad. Como resultado, los
tensioactivos catiónicos en general crear una arena-aceite húmedo, aunque tensioactivos
catiónicos puede ser modificado químicamente para producir un arena humedecida con agua.
Cuando tensioactivos aniónicos son utilizado, los minerales de arena y de silicato son
generalmente dejado en su estado humedecido con agua natural. Mojabilidad características
exhibidas por aniónico y catiónico tensioactivos sobre una partícula de silicato se muestran en la
La figura. 15-8.
Los carbonatos tienen una pcc a un pH de 9-10 y por lo tanto son normalmente de aceite-en
húmedo por tensioactivos catiónicos por encima de un pH de 9 surfactantes aniónicos, mientras
que aceite humedeció la roca por debajo de un pH de 9.
• La formación de micelas
Los tensioactivos pueden formar micelas en líquidos cuando está presente por encima de una
concentración específica para cada molécula, disolvente y la temperatura. Esta concentración se
conoce como la concentración micelar crítica (CMC). Por debajo de la CMC, muchas propiedades
de la sistema son dependiente de la concentración. Algunos de estos propiedades son la tensión
superficial, tensión interfacial, estabilidad de la espuma y las tendencias de emulsión. Figura 15-9
muestra ejemplos de micelas de tensioactivo.
• Dispersabilidad
Para separar una estructura altamente asociada (por ejemplo, un lodo) en sus elementos
particulados generalmente requiere energía. Si la fase dispersa no es en contacto íntimo con la
fase líquida continua, a continuación, la transferencia de energía no será muy eficiente.
Un agente tensioactivo humectante que moja la fase dispersa con la fase líquida mejora en gran
medida la capacidad de dispersión. Este es un aspecto de ayudar a la dispersión. Una vez que el
agregado se ha dispersado, un diferente tensioactivo puede ser necesaria para prevenir la
dispersada partícula de reincorporación.
15-3,7. Aplicaciones y tipos de tensioactivos
En los últimos años, los usos de agentes tensioactivos han crecido rápidamente. Esta clase única
de productos químicos ha encontrado aplicación en casi todas las fases de la acidificación. Una
completa opinión está más allá del alcance de este capítulo. Sin embargo, una breve reseña a
continuación.
• De-emulsionantes
Un de-emulsionante se utiliza para romper las emulsiones de aceite en agua, que se producen
comúnmente. La acción de un deemulsifier depende de lo rápido que se puede concentrar en la
interfase aceite / agua. El más rápido de la concentración en la interfaz, más rápido será la tasa de
rotura de la emulsión. Estos tensioactivos son por lo general productos químicos solubles en aceite
que se mezclan con otros tensioactivos desemulsionante para lograr un respuesta sinérgica.
• No emulsionante
Estos tensioactivos se añaden para así tratar o fluidos de reacondicionamiento para prevenir
emulsiones. Químico proveedores y empresas de servicios tienen muchos diferentes surfactantes
que se clasifican como no emulsionantes.
Los productos químicos son generalmente mezclas de tensioactivos y disolventes que se mezclan
para obtener una final composición con aplicaciones más amplias. Normalmente, los tensioactivos
se eligen de modo que van a regar mojar la formación. También deben mezclarse fácilmente con
el tratamiento o líquidos workover (reacondicionamiento) y evitar la formación de emulsiones con
los fluidos del yacimiento.
• Emulsionantes
Emulsiones especializados se utilizan a menudo como el tratamiento de fluidos. Muchos sistemas
de disolventes usar simultáneamente acuosa y fases de hidrocarburos. Tales emulsiones pueden
exhibir viscosidad más alta que cualquiera de fluido de base. Emulsiones también tienen la
capacidad para aislar el interior fase de modo que no es tan reactiva. Un ejemplo común de esta
tecnología es el uso de ácido emulsionado.
Con estas propiedades, las emulsiones son eficientes sistemas de eliminación de escala. Cuando
una escala inorgánico es depositado en combinación con una escala de hidrocarburos (Parafina o
asfaltenos), una eliminación eficiente escala sistema se puede formular mediante la emulsión de
un disolvente para la escala inorgánico-generalmente-HCl con la de hidrocarburos. Por lo general,
la emulsión tiene una viscosidad baja con una estabilidad de hasta varias horas en el fondo del
pozo condiciones. La estabilidad de la emulsión es baja para minimizar la posibilidad de daños en
el pozo con la emulsión durante la paliza. El hidrocarburo fase varía de 10% a 30% en volumen
con un fluido a base de agua como la fase externa. La mayoría de los emulsionantes utilizado en
esta solicitud son no iónicos.
• Los agentes de limo-suspensión
Los tensioactivos también pueden ser usados para eliminar el ácido insoluble arcilla y limo durante
un tratamiento de acidificación. La tensioactivo se añade que se adsorbe sobre la arcilla o
partículas de silicato y los mantiene suspendidos por repulsión electrostática. Con este tensioactivo
presente, residuos insolubles perjudiciales se pueden eliminar con el ácido gastado. Estas
partículas, si no removidos, pueden estabilizar emulsiones o asentarse y bloquear las gargantas de
poros de la formación productora.
El mecanismo para la suspensión de sedimentos con un agente tensioactivo puede también ser
mejor entendida por un electroquímica enfoque. Partículas de limo son minerales, tales como
cuarzo, feldespatos y arcillas, que, suponiendo que el fluido de tratamiento tiene un pH por encima
de la pcz, llevar un negativo carga superficial. Surfactantes limo-suspensión son, catiónico, y el
extremo cargado positivamente de la molécula adsorbe sobre la superficie de estos minerales.
Esto hace que normalmente las partículas de aceite mojado y les lleva a actuar más como gotitas
de aceite que partículas sólidas. Siempre y cuando se mantengan aceite mojados, tienden a
permanecer en suspensión en el ácido gastado.
Otra fuerza de trabajo para suspender las partículas de limo es la repulsión electrostática. Debido
a que todas las partículas llevar la misma carga, las partículas se repelen entre sí y tienden a no
aglomerarse. Esta combinación de aceite humectante y repulsión electrostática hace que un
sistema de limo-suspensión eficaz.
• Anti-Agentes de lodos
Cuando el ácido de algunos aceites crudos, un lodo puede Formulario en la interfaz de ácido /
aceite. Esto es más grave con los sistemas de ácido de alta resistencia (20% o superior). Una vez
formado, el lodo es difícil de redisolver en el aceite. Como resultado, el lodo se acumula en la
formación y disminuye la permeabilidad.
Para luchar contra la formación de lodos, catiónicos y Los tensioactivos aniónicos se utilizan para
adsorber y proporcionar una capa continua de protección en el ácido / aceite interfaz. Desarrollo de
lodos a menudo se puede prevenir mediante la reducción de la fuerza del ácido.
• reductores de la tensión superficial
Los tensioactivos se usan comúnmente en el tratamiento de apretado pozos de gas y en
tratamientos de eliminación de escala. Su función principal es reducir la superficie y interfacial
tensiones del fluido de tratamiento. Esto reduce la presión capilar, que hace que sea más fácil
recuperar fluido de los canales de poros y capilares para evitar que las películas de aceite
humectante. La reducción de los capilares ayudas de presión en la limpieza del pozo, porque se
requiere menos presión diferencial para mover el fluido a través de los canales capilares. La
máxima presión diferencial disponible para limpiar un así es la presión del depósito menos la
reducción más baja que se puede lograr en las perforaciones. Si esta presión diferencial máxima
no es alta suficiente para mover el líquido fuera de un canal de poro, existe un bloque y su
eliminación puede requerir un agente tensioactivo que proporciona una tensión superficial inferior
(es decir, baja presión capilar).
• Los inhibidores de corrosión
Los inhibidores de corrosión función mediante la adsorción en el acero y proporcionando una
barrera protectora entre él y el ácido. Los tensioactivos que son eficaces como inhibidores de la
corrosión incluyen ciertos aminas cuaternario y compuestos no iónicos acetilénicos.
Generalmente, Estos materiales contienen algo especies catiónicas.
• Bactericidas
Cuando el tratamiento de una formación, por lo general es deseable dejarlo humedecida con agua
para ayudar a la producción de aceite.
Esto se hace con un agente tensioactivo apropiado. Es también conveniente dejar la libre
formación de contaminantes bacterias que pueden haber sido inadvertidamente bombeado en el
pozo con el fluido de tratamiento. Muchos tensioactivos catiónicos poseen esta biocida propiedad y
se usan comúnmente en conjunción con otros agentes tensioactivos humectantes.
• tratadores de arcilla
Los lodos de perforación comúnmente contienen el agua altamente hinchazón de esmectita de
arcilla (bentonita). Mientras que un bien es siendo perforado y terminado, algunos de la arcilla
puede invadir la zona de producción y disminuir la formación la productividad. Se utilizan varias
soluciones químicas para la eliminación de esta arcilla invasor.
Las propiedades de hinchamiento de esmectita pueden ser cambiado por reacciones químicas,
porque todas las arcillas están cargados negativamente a valores de pH por encima de su valores
PZC. Por lo tanto, con carga positiva cationes (calcio, de sodio, de potasio y de hidrógeno) pueden
estar atraído a la arcilla y se conocen como intercambiable cationes. El catión particular y la
cantidad presente en un sistema de arcilla regulan el grado de hinchazón de agua o expansión de
arcilla. Por ejemplo, esmectita hidrógeno se hincha menos en el agua que esmectita de sodio. Por
reacción de esmectita de sodio (Bentonita) con ácido, los iones de hidrógeno reemplazarán la
iones de sodio por el proceso de intercambio de cationes.
Debido a que la arcilla de hidrógeno retiene menos agua que arcilla de sodio, el tratamiento de
lodo de perforación con ácido puede reducir esmectita y limpiar el filtro de barro pastel. Sin
embargo, el ácido también puede causar que las partículas de arcilla para flocular. Esta floculación
resultados en grande partículas de arcilla que pueden ser más difíciles de eliminar desde el pozo.
Los tensioactivos han sido desarrollados para inhibir la floculación de arcillas, incluso en
soluciones de alto fuerza iónica. Esto se logra mediante el uso de un tensioactivo que se dispersa
eficazmente las partículas de arcilla y minimiza la formación de agregados. En Además, las
partículas más pequeñas son más fáciles de suspender, lo que resulta en una eliminación más
eficiente del pozo.
• Agentes espumantes
Los tensioactivos se usan para generar una espuma estable. La siguientes pautas son
generalmente aplicables para surfactante aplicación:
- De espuma no iónico-estable con el ácido o salmuera; porque de los problemas del punto de
enturbiamiento, no iónicos normalmente no se pueden utilizar por encima de 200 ° a 250 ° F [95 °
a 120 ° C]
- Espuma aniónico estable con salmuera; se puede utilizar hasta a 300 º F [150 º C]
- Espuma catiónico estable con el ácido o salmuera; puede ser utilizado hasta 300 ° F
- Espuma anfótero-estable con el ácido o salmuera; lata utilizarse hasta el [175 ° C] 350 ° F.
Estabilidad de la espuma por lo general se puede mejorar gelificación del líquido.
15-4. Estabilizadores de arcilla
Productos químicos utilizados para estabilizar las arcillas y multas función al ser adsorbido, por lo
general por atracción electrostática o de intercambio iónico, en los minerales a ser estabilizado.
Debido silicatos encima de sus valores PZC tienen un negativo carga, el estabilizador más efectivo
tiene un efecto positivo cargo (catiónico). Estabilizadores de arcilla comunes son cationes
altamente cargadas, tensioactivos cuaternarios, poliaminas, aminas y organosilano
policuaternarios.
15-4,1. Cationes altamente cargadas
Dos cationes altamente cargadas que alguna vez fueron ampliamente usados como
estabilizadores de arcilla son hidroxialuminio
(Al6 (OH) 12 (H2O) 12 6 +) y zirconio (Zr4 +) añadido como de oxicloruro de zirconio (ZrOCl2). Las
soluciones que contienen fármacos estabilizadores suelen ser bombeado después de varios
preflushes. La solución estabilizadora se overflushed luego con un fluido compatible, para eliminar
el exceso de estabilizador de arcilla de la región cercana al pozo, y el pozo es cerrar pulg Estos
sistemas no afectan apreciablemente la formación humectabilidad.
Las ventajas principales de estos sistemas son
• barato
• tratamiento tanto para la migración y el daño hinchazón
• se puede tratar un área grande de rock.
Las desventajas son
• hidroxialuminio no es resistente a los ácidos
• requeriere en cerrar para polimerizar
• puede causar obstrucciones
• difícil de utilizar en la fractura
• requeriere una adecuada pre lavada y sobre lavada.
Sistemas tales como hidroxialuminio también pueden ser utilizado en el tratamiento de pozos de
inyección y disposición de aguas silicatos para estabilizar y minimizar futuro taponamiento desde
multas coloidales en el agua de inyección.
15 - 4,2. Tensioactivos cuaternarios
Tensioactivos cuaternarios se han usado como estabilizadores de arcilla para los pozos de gas
seco. En condiciones por encima de la pcc, estos tensioactivos se adsorben fácilmente por
silicatos debido a la atracción electrostática entre el positivamente cargada surfactante y con
carga negativa arcilla. La neutralización de la carga resultante reduce la capacidad de intercambio
iónico de la arcilla. Por lo tanto, el arcilla no es tan susceptible a la inflamación resultante de la
adsorción de cationes hidratados. Tensioactivos cuaternarios promueven aceite mojado del
silicato, que tiende a minimizar la adsorción de agua por el silicato. Sin embargo, si ningún
hidrocarburos líquidos están presentes, el silicato puede convertirse fácilmente aceite mojado.
Esto, por supuesto, reduce la permeabilidad relativa de la roca a los hidrocarburos. Además, las
arcillas se hinchan por embeber los fluidos en su estructura de celosía.
15 - 4,3. Las poliaminas
Las poliaminas son polímeros orgánicos que contienen más de un grupo amina. Para el propósito
de esta discusión, aminas primarias solamente, secundarios y terciarios se consideran poliaminas.
Las poliaminas son positivamente cargada en los fluidos ácidos. La estructura general de una
poliamina es el siguiente:
donde R es una unidad de repetición de hidrocarburo, R 'puede ser ya sea una unidad de
hidrocarburo o un hidrógeno, y n es el número de unidades de amina en el polímero.
Debido a que el polímero tiene muchas unidades de amina, se puede adsorber fuertemente en el
silicato con muchos puntos de archivo adjunto. Los polímeros pueden neutralizar con eficacia la
carga negativa del silicato. Al controlar cuidadosamente la relación carbono: nitrógeno, usualmente
8:01 o menos, los polímeros también promueven la humectación por agua del silicato. Además, los
polímeros de longitud suficiente puede promover puente polimérico entre partículas de silicato. Si
un silicato tratado se pone en contacto por salmueras,la poliamina puede perder su carga positiva
y sea lavado de la silicato. Cuando esto ocurre, que el silicato ya no está estabilizado.
Las desventajas son que de poliaminas
• El tratamiento puede no ser permanente
• son caros.
15 - 4,4. Aminas policuaternarios
Aminas policuaternarias se pueden utilizar en cualquier base de agua fluido, incluyendo ácidos y
bases. El producto químico estructura de las dos aminas policuaternarias que tienen sido
ampliamente utilizada es la siguiente:
condensación
Productos de
dimetilamina y
epiclorhidrina
dimetil dialil
cloruro de amonio
Arcillas y multas se estabilizan por neutralización de la carga, orinarse en agua y polímero de
puente. Sílice multas tienen una densidad de carga inferior a las arcillas. Por lo tanto, aminas
policuaternarios preferentemente adsorben en arcillas en oposición a la sílice. Cuando acidizing un
watersensitive formación con ácido fluorhídrico (HF), arcilla estabilizador se debe utilizar si es
posible. Si no es posible poner estabilizador de arcilla en todos los fluidos, que debería
ser utilizado en el sobredesplazamiento, que debe ser overdisplaced con el fluido que no contiene
estabilizador de arcilla para asegurar que ningún estabilizador de arcilla no adsorbido se deja en el
pozo.
Una concentración normal de amina policuaternaria para aplicaciones en tratamientos de alta
frecuencia es 5 gal/1000 gal de polímero activo en todos los fluidos o 71/2 gal/1000 gal de
arcilla estabilizador en 200 galones de sobredesplazamiento.
15-4.5. Organosilane
Kalfayan y Watkins (1990) proponen que un compuesto organosilane, puede utilizarse como
aditivo para mezclas HCl-HF con el fin de evitar la migración de particulas. Organosilane tiene la
siguiente estructura general.
donde R y R´ son hidrolizables grupos orgánicos. Como aditivo al ácido, organosilane que hidroliza
la forma silanols, tiene la estructura siguiente:
Los silanols reaccionan uno con el otro y con silanol (Si – OH) presentes en superficies minerales
silíceas para formar enlaces covalentes siloxano (Si – O – Si) por una condensación / mecanismo
de la reacción de polimerización. La reacción de la silanols forma una capa de polisiloxano. La
longitud de la cadena de polisiloxano formada por la hidrólisis se desconoce pero se cree que es
corta. El ácido cataliza la hidrólisis inicial de la organosilane y también retarda el crecimiento de las
cadenas del polímero.
El mecanismo por el cual la capa de polisiloxano se estabiliza bien es diferente de los
mecanismos de intercambio iónico. Sin embargo, es similar al proceso de recubrimiento propuesto
para el ácido fluobórico (Boyer y Wu, 1983). La capa de polisiloxano une arcilla y otras silíceas en
su lugar a través de enlaces covalentes siloxano. La capa de polisiloxano se estabiliza por
bloquear los sitios de intercambio iónico y el aumento de las fuerzas atractivas entre partículas.
Las fuerzas atractivas entre partículas pueden incluir fuerzas de van der Waal e hidrógeno. Estas
fuerzas, además de las fuerzas electrostáticas, ayudan a mantener las partículas en su estado
agregado a lo largo de la pared del poro.
El polisiloxano formado puede enlazar a los minerales que tienen una capacidad de intercambio
catiónico-bajo (cuarzo), así como en cuanto a las arcillas que tienen una capacidad de intercambio
catiónico-alta. Por lo tanto, el aditivo organosilane que está bien adaptado para las formaciones
que contienen partículas nonclay, así como partículas de arcilla.
15-5. Disolventes
Los disolventes, como su nombre indica, son sustancias químicas que son mutuamente solubles
en hidrocarburos y agua. Los disolventes más eficientes son éteres de glicol, un producto de la
reacción de alcoholes y óxido de etileno. Estos productos químicos son relativamente seguros y
fáciles de usar en el campo. Los éteres de glicol recomendados contienen al menos un butílico o
grupo de mayor peso molecular.
El uso de disolventes en la estimulación de un reservorio de roca arenisca es una práctica común.
Los disolventes se utilizan en soluciones ácidas y overflushes para:
ayudar en la reducción de la saturación de agua en el pozo mediante la reducción de la tensión
superficial del agua
solubilizar una porción del agua en una fase de hidrocarburos para reducir la saturación del
agua
ayudar a proporcionar una formación de agua húmeda, para mantener la mejor permeabilidad
relativa del petróleo
ayudar a evitar partículas insolubles
ayudar a mantener la concentración requerida de tensión y de inhibidores en solución
reduciendo la adsorción de estos materiales
ayuda a disolver el inhibidor de la adsorción y el residuo insoluble en ácido
disolver cualquier aceite en la superficie de la formación del poro
servir como un emulsionante
mejorar la limpieza de ácido gastado después del tratamiento. Disolventes utilizados y sus
concentraciones normales son:
-etileno glicol: 10% por volumen
-éter/surfactante/alcohol mezcla: 5% del volumen
15-5.1. Adsorción de disolventes
King y Lee (1988) estudiaron las propiedades de adsorción de un disolvente con alcohol, una
mezcla de alcohol isopropílico y EGMBE. Encontraron que la adsorción del disolvente puede ser
severa dependiendo del tipo de disolvente. Para la remoción de daño profundo, existen productos
que se pierden durante la inyección a través de la formación. Paktinat (1991) recomienda el uso de
etoxilados alcohol con EGMBE para minimizar la adsorción, resultando así en una penetración
más profunda del disolvente y reduciendo tendencias a la emulsión.
15-5.2. Cloración de disolventes
King y Lee (1988) presentaron datos en la cloración de disolventes con 15% y 28% HCl a
temperaturas de 70° a 250° F [20° a 120° C]. El tema de la cloración ha sido de interés porque
hidrocarburos clorados son catalizadores dañinos en la refinería. Los datos muestran que la
cloración de disolventes están en función de
•Tipo de disolvente
•La temperatura
•Concentración de ácido clorhídrico
A temperaturas superiores a 200° F, especialmente con un 28% de HCl, la cloración de la mayoría
de los disolventes será muy grave, si no hubiera ningún carbonato con el que podría reaccionar el
ácido. La presencia de carbonatos resultó en muy baja producción de hidrocarburos tratados con
cloro.
15-6. Aditivos de control de hierro
15-6.1. Fuentes de hierro
Cuando las cantidades apreciables de hierro son en forma de Fe3 (iones férricos), en lugar de la
habitual Fe2 (iones ferrosos), son disueltas por el ácido. El hierro férrico se precipita a un pH de
alrededor de 2, mientras que el hierro ferroso se precipita a un pH de alrededor de 7 — los valores
reales dependen de las concentraciones de los iones ferrosos y férricos. Las fuentes de hierro
incluyen:
•Productos de corrosión encontradas en las paredes de los tubulares
•Escala de molino
•Minerales férricos.
El hierro se genera naturalmente en las aguas de formación o en minerales de formación (tabla 15-
5). Sin embargo, una de las más importantes fuentes de hierro son los tubulares en el pozo. Antes
de que el ácido alcance la formación, fluye por un tiempo relativamente largo a través del tubo. La
tubería generalmente contiene óxido, que es disuelto por el ácido
Cabe destacar que el ácido disuelve compuestos de hierro independientemente de la presencia de
cualquier tipo de inhibidor utilizado para proteger el hierro elemental en el acero. A menudo se
manifiesta preocupación por la disolución del hierro que contienen minerales (Siderita, hematita y
Clorita) de la formación y posterior precipitación del hierro disuelto.
15-6.2. Métodos de control de hierro
Los tres métodos utilizados actualmente para ayudar a mantener el hierro en solución son el
control del pH, agentes aislantes y agentes reductores. Éstos se pueden utilizar individualmente o
en combinación, dependiendo de la fuente y la cantidad de disolución de hierro esperada.
Control de pH
el control del pH se logra mediante la adición de un ácido débil lentamente para que se
mantenga un pH bajo después de que ha pasado el HCl. El ácido acético se utiliza
normalmente para este propósito.
Agentes asilantes
Ácido cítrico, ácido etilendiaminotetracético (EDTA) y ácido nitrilotriacético (NTA) son algunos
de los agentes más comunmente usados.
Reductores
Ácido eritórbico y eritorbato de sodio se utilizan como agentes reductores. Ácido eritórbico es
preferible. Hall y eneldo (1988) reportaron que el ácido eritórbico es inestable con ácido
clorhídrico caliente y se descompone para formar un precipitado insoluble. Si esto es cierto, el
proceso de descomposición es lento y el ácido normalmente se gasta mucho antes de la
precipitación (Crowe, 1985).
La mayoría de agentes reductores también eliminan el oxígeno del líquido disuelto. Los reductores
previenen la oxidación de hierro ferroso a hierro férrico. Esto mantiene el hierro en solución
impidiendo la precipitación del hierro férrico. La cantidad de hierro que puede reducirse depende
de la cantidad de producto químico añadido. Aireación de la solución puede introducir oxígeno
adicional.
La tabla 15-6 compara aditivos de control de hierro, mostrando sus ventajas y desventajas y la
cantidad de cada uno en 1000 gal de 15% HCl para aislar 5000 ppm de hierro férrico a 150° F
65°C] durante un mínimo de 2 días.
15 – 7 ALCOHOLES
Los alcoholes son usados en fluidos ácidos para remover bloques de agua, recortes del arrastre
por el fluido, retardar la reactividad del ácido y bajar el contenido de agua.
Los alcoholes más comúnmente usados para fluidos ácidos son el isopropanol y el metanol, en la
tabla 15-7 se puede observar las propiedades físicas y químicas de estos componentes.
Estos alcoholes son comúnmente usados por las siguientes razones:
Extracción bloques de agua
Uno de los problemas que pueden afectar seriamente la producción es el bloqueo de los poros de
agua, este es lo que comúnmente se conoce como un bloque de agua puede formar bloques que
son las fuerzas capilares presentes en las rocas porosas. En las formaciones de permeabilidad de
gas son donde los bloques de agua ocasionan comúnmente problemas, en menos de 120 md, el
alcohol del tratamiento reduce el líquido de las fuerzas capilares, donde el depósito permite facilitar
la extracción de las fases liquidas
Fortalecimiento del líquido recuperado
Otro problema que se produce en el tratamiento de petróleo o gas, es la recuperación de los
líquidos tratados, sobre todo en yacimientos de gas. La alta tensión de la superficie de
Agua o soluciones de ácido dificulta su penetración y la recuperación. Los tensioactivos
convencionales ayudan, a pesar de que pierde mucho de su actividad de adsorción, la adición de
alcohol a soluciones de ácido reduce la tensión superficial, y la concentración
de alcohol normalmente utilizada para este fin, es suficiente para que, en caso de pérdida por
adsorción no sea un problema.
Retardo de la reactividad del ácido
El alcohol tiene un efecto retardatario de reactividad ácido, el retardo está relacionado con el tipo y
porcentaje de alcohol añadido. • Disminución de agua en los ácidos
Algunas formaciones contienen una gran cantidad de agua dentro las arcillas, para reducir al
mínimo la cantidad de agua para reducir al mínimo la cantidad de agua los alcoholes son utilizados
en lugar del agua de dilución.
Las principales desventajas de usar el alcohol de acidificación en los fluidos son como sigue:
Concentración efectiva
Tiene una gran cantidad de alcohol, el 20% o más, proporcionar efectos beneficiosos.
Los costos
Reemplazando el agua con alcohol en la solución de la acidificación hacen que el tratamiento sea
más caro.
Punto de inflamación bajo
Ambos isopropanol y metanol, e incluso ácido, soluciones que contengan 20% o más del volumen
de o bien, tener un bajo punto de inflamación.
Aumento de corrosividad
Pruebas de Corrosión han demostrado que el alcohol-ácido, requieren una mayor concentración de
inhibidor las mezclas de ácido equivalente sin alcohol.
• Reacciones adversas
Formación salmueras con una alta concentración de la disolución sales se pueden "sal" en la
presencia de alcoholes. Para ayudar a prevenir la ocurrencia de precipitación de sales, tratar las
soluciones no deben superar el 20% por volumen de isopropanol o 40% por volumen del metanol.
• Incompatibilidad
Algunos aceites crudos son incompatibles con los el metanol y el isopropanol. Pruebas de
compatibilidad debe llevarse a cabo ante un pozo con acidificación un líquido que contiene alcohol.
Algunos tipos formación Incluso pueden ser extremadamente sensibles a las soluciones acuosas
que contienen altas concentraciones de alcoholes.
• Las reacciones colaterales
Hay reacciones colaterales indeseables cuando los alcoholes se utilizan de acidificación. Incluso en
temperatura moderada las condiciones, los alcoholes reaccionan fácilmente con ácido. En el caso
de ácidos orgánicos (p. ej., ácido acético o ácido fórmico Ácido), estas reacciones resultan en
esteres, con el único problema que resulta ser una posible pérdida de disponibilidad para la
estimulación de ácido reacción. Incluso esto puede ser de poca importancia, ya que la
transesterificación, donde la reacción es reversible y regeneración de los ácidos orgánicos de la
deseada estimulación de la reacción sea posible (Keeney y Frost, 1975):
Esto plantea un verdadero problema en la estimulación de pozo de gas porque la segunda y
tercera de estas reacciones son irreversibles, y cualquier ácido clorhídrico perdido a este proceso
no se puede ser regenerado, ya es posible con ácidos orgánicos en la primera ecuación. Por lo
tanto, estas reacciones reducen la concentración de ácido clorhídrico. Un segundo problema
refiere a la reacción de ellos mismos. Aunque la presencia de cloruros orgánicos en gas natural
podría no presentar cualquier problema especial, su presencia en producción de crudos o los
destilados se considera grave contaminación, debido al efecto perjudicial de clorados
hidrocarburos sobre catalizadores de refinería. Figura 15-10 muestra los efectos del aumento de la
temperatura sobre la reducción de fuerza ácida para cuatro concentraciones de metanol. Los datos
muestran que hay una significativa pérdida de fuerza ácida con metanol las concentraciones de
hasta un 32% en volumen hasta que la temperatura supera los 175° F [80° C].
15-8 Ácido acético
Un problema común en la acidificación es la precipitación de los productos de reacción. Muchas de
las precipitaciones, las reacciones se producen de forma casi inmediatamente después de pasar la
solución ácida. La mayoría de estos problemas de precipitaciones se puede resolver mediante el
uso de un ácido adecuado preflush y cloruro de amonio (NH4Cl) overflush.
Sin embargo, la precipitación también puede ocurrir días, meses o incluso años después de un
tratamiento IC acidificación. Este a menudo se denomina precipitación aluminosilicato de escala.
Los últimos ensayos de campo Shuchart y Ali (1992) Indican que el uso del 3% de ácido acético en
la IC acidificación las secuencias disminuye la ocurrencia de escalado. El uso de ácido acético
retrasa la precipitación de aluminosilicato escala de dos mecanismos de almacenamiento en búfer
como un efecto quelante.
15-9. Agentes dispersantes orgánicos
Un método relativamente nuevo de extracción orgánica es el uso de un surfactante con
dispersantes Xileno. Los tensioactivos pueden penetrar y aflojar depósitos orgánicos para que el
xileno pueda efectivamente disolver o eliminar el depósito. Las concentraciones de 1% A 10%
volumen/volumen se utilizan en función del tipo de depósito, la dureza y la adherencia y de la
temperatura del bottomhole. Para matrix, hoyo y tubos los tratamientos de limpieza, un remojo de
varias horas es recomendable.
15-10. Disolventes orgánicos
Tal como se indica en la Fig. 15-1 Muestra, disolventes orgánicos utilizados solos o en
combinación con ácido y otros materiales son útiles para eliminar el agua y los sólidos bloques.
Rey (1986) proporcionó una buena discusión sobre los usos de estos disolventes sola y en
combinación con ácido para extracción de daños. Disolventes orgánicos incluyen alcoholes
además de las más tradicionales, tales como disolventes Xileno, tolueno y el diesel. Los
disolventes orgánicos son particularmente útiles para la eliminación de depósitos orgánicos. Un
disolvente orgánico puede mezclar con o sin recubiertos de asfaltenos y parafinas.
Una emulsión aceite-externo con el correspondiente ácido, la fase interna es útil para tratar los
depósitos mixtos.
La emulsión proporciona un beneficio adicional de retraso el ácido, lo que permite la penetración
del ácido.
15-11. Desviación
Es necesario para garantizar que el tratamiento del líquido funcione eficazmente. Donde la función
de los desviadores es el igualar el caudal de las diferentes zonas de permeabilidad que puedan ser
tratados.
Schechter (1992) proporcionó un énfasis, en esta sección se indica que mediante el uso de
partículas añadidos al tratamiento de líquido y espuma en lugar del uso de packers o selladores de
bola
Idealmente el desviador debe:
• ser insolubles en el fluido de tratamiento
• formar una capa impermeable esencialmente en la formación sin penetrar profundamente en la
formación
• retirarse fácilmente tras el tratamiento.
Generalmente todos, o al menos la mayoría, de estos criterios puede cumplirse utilizando
materiales como resinas solubles en aceite, ácido benzoico escamas y otras partículas. Partículas
desviadoras pueden causar daños y pueden ser difíciles de limpiar. (Zerhboub et al., 1991). Los
fluidos espumados tienen la ventaja adicional de limpieza con tan solo un poco y no existe indicios
de que dañe la formación. El cociente de nitrógeno líquido depende de las condiciones de
bottomhole durante el tratamiento.
15-12. compatibilidad de aditivo
Todos los aditivos deben analizarse en el laboratorio, compatibilidad de aditivos con fluidos de
formación deben analizarse utilizando un método sandpack desarrollado por Ali et al (1994). Este
procedimiento es más representativo de las condiciones de fondo de pozo y usos de arena que la
prueba en la API de prácticas recomendadas para las pruebas de laboratorio de agentes tenso
activos para pozo estimulación (RP 42) (1977). El sistema ácido con aditivos se dibuja a través de
un paquete de la base de la formación material o una mezcla compuesta por 10-wt %
illitebentonite, 10-wt % harina de sílice y 80-wt % 100 mallas arena. No hay aditivos universales
para la formación de todas las zonas o problemas que existan. Cualquier potencial incompatible
entre formación y aditivos líquidos deben estar identificados y corregidos antes de la acidificación.
15-13. Instalación siguiendo una estimulación ácida
15-13.1. Requisitos de descarga
Los productos químicos utilizados en tratamientos de acidificación tienen relacionado con la
facilidad de separación de aceite y agua, causando el incumplimiento de reglamentos de descarga
ambiental. El reflujo, emulsión y problemas de separación aceite/agua que se producen pueden
potencialmente ocasionar solubilizacion en el agua por exceso de aceite, por la formación de micro
emulsiones. Problemas de emulsión en tales circunstancias pueden resultar en miles galones de
aceite no-tubería-calidad y podría cerrar la unidad de separación y minimizar la producción de
estos pozos. Aceite deshidratado y limpiar la descarga de agua están obligados a mantener la
producción ininterrumpidamente.
Verificación y optimización de los aditivos utilizados en estimulación ácida han sido solicitados
tratamientos por los operadores. Obtención de una respuesta a la instalación de tratamiento para
optimizar los tratamientos en la matriz puede tener un impacto tremendo en la acidificación,
operaciones de reacondicionamiento. Investigación por Bansal (1993) determinado las
concentraciones máximas siguientes de inhibidores, tensio activos y disolventes mutuos que
pueden estar presentes en los fluidos devueltos para mantener el aceite y los niveles de grasa por
debajo de 48 mg/L:
• inhibitors: 80 ppm
• surfactants: 10 ppm
• mutual solvents: 100 ppm.
El denominador común de cada uno de estos aditivos es compuesto de tenso activos (es decir,
tensioactivos). Los tensioactivos proporcionan un rendimiento del fluido aceptable, como la
inhibición de la corrosión, dispersión y las propiedades, como inicialmente fueron diseñados para
el tratamiento con ácido. Sin embargo, si se utilizan los aditivos en concentraciones excesivas,
pueden exacerbar las tendencias de la emulsificación de fluidos durante el reflujo.
La diferencia en la estabilidad de la emulsión se atribuye a otro, más dominante de los factores
(por ejemplo, estabilización por precipitación de sólidos [orgánica e inorgánica,] férrico interacción
de iones con el petróleo crudo y viscosidad aumente la interfaz). Resultados presentados por
Coppel (1975) Muestra que los ácidos pasados parcialmente en formaciones contienen materiales
potencialmente precipitables en solución. Como el pH de los aumentos de ácido producidos
durante el reflujo y se mezcla con otros fluidos producidos, precipitados de forma que puede
estabilizar emulsiones. Dunlap y Houchin (1990) recomendadas polarizada Microscopía para
evaluar el retorno de fluidos para establecer la causa para una emulsión estabilizada. Daño
específico, mecanismos, tales como la estabilización de emulsiones se pueden detectar depósitos
orgánicos, sólidos y hierro, e identificados.
15-13.2. prevención de instalación
Prevención de trastornos requiere optimizar el diseño de fluido para minimizar o eliminar la
formación de precipitada, El potencial para la formación de emulsiones de ácido y petróleo crudo,
el pozo requiere función de optimización del tratamiento de emulsionante es evaluado actualmente
por los procedimientos recomendados en la API RP 42 (1977). Mezcla vigorosa de ácido con
aceite crudo fresco en un vaso contenedor se observa bajo temperaturas bottomhole (baño de
agua caliente), determinar las características y el tiempo de la emulsión Breakout. Materiales
silíceos, hierro férrico o ambos pueden agregarse para evaluar la estabilidad de la emulsión.
Estas interacciones de fluido pueden simular el fondo del pozo problemas de emulsión; Sin
embargo, estas pruebas incapaces de predecir con precisión la interacción entre el tratamiento de
fluidos con los crudos sensibles al ácido durante el reflujo.
Como resultado, se observa la respuesta al tratamiento marginal. Emulsiones de fondo de pozo
pueden ser atribuidos a las pruebas de compatibilidad prejob inadecuada, porque los aditivos
emplean en el sistema de ácido puede absorber preferencial hacia fuera sobre la matriz de roca o
partición a la fase de aceite durante la producción.
Se han desarrollado métodos de ensayo alternativos para mayor precisión simular las condiciones
de depósito. Ali et al., (1994) recomienda un procedimiento alternativo más que la simulación en
downhole y la estimulación de los fluidos. El procedimiento consiste en filtrar una fórmula que
contiene ácido inhibidor, surfactantes, solventes mutuos y no-emulsadores, a través de un
sandpack que contiene 10-wt % de sílice, 10-wt % arcillas (como montmorillonita) y 80-wt % 100
mallas arena antes de la finalización de la prueba de emulsión. Este procedimiento simula la
filtración del sistema ácido dentro de la matriz de roca. Surfactantes, como los utilizados en
nonemulsifiers, son adsorbido en las superficies minerales. La adsorción minimiza la disponibilidad
de los surfactantes en solución para evitar las emulsiones.
Durham et al. (1995) informaron de que el petróleo y el agua emulsión alterada podría ser
minimizado mediante la adecuada selección del acidificación de los aditivos y tratamiento
superficial, productos químicos. Cuando el ácido flowbacks se introduce en un sistema de
producción, el control de las emulsiones por tratamiento químico puede cambiar significativamente
en comparación con el control durante el proceso de producción del bien antes de iniciar el
tratamiento.
El bajo pH de la emulsión del agua en el tratamiento actual, No iónico de emulsionantes se
encontraron más eficaz que los aditivos de sulfonato para el tratamiento de estas emulsiones. En
el sitio se recomienda realizar pruebas para seleccionar un eficaz tratamiento químico. Ali et al.
(1997) informó de que la optimización de aditivos acidificados sirve para reducir la producción de
instalacion.
Los autores combinan el tratamiento de aditivo mediante una optimización de absorción/proceso
de filtración.
El tratamiento para la optimización consiste en la evaluación de los agentes tensio activos y
disolventes mutuo, que se consideran los aditivos que se encarga principalmente de las emulsión
ácido, los problemas se presentaron durante la eliminación de algunos aditivos, minimizando las
concentraciones, otros aditivos y usando una doble finalidad como solventes de breakout que
redujeron la instalación. Todas las recomendaciones se basaron en pruebas de laboratorio
utilizando el método sandpack y pruebas in situ con una unidad de laboratorio. El proceso de
filtración utilizado en el medio de absorción para ayudar en la reducción de aceite y niveles de
grasa. Esta combinación de optimización del tratamiento se iso con la filtración/absorción sin
interferir con la eficacia del tratamiento.
