Acidificación y Surfactantes

PRACTICA RECOMENDAD LAB – I & T

ACIDIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE SURFACTANTES

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TEST DE SLUDGE El ácido clorhídrico cuando reacciona con el petróleo y el hierro solubilizado de la formación puede producir sludge que puede dañar la formación. Muchos petróleos asfálticos casi sólidos reaccionan rápidamente e irremediablemente con ácidos fuertes para producir un barro pesado. Este barro es insoluble, aún con los mejores solventes disponibles, con calor y aún con tiempos largos de contacto. Los tratamientos ácidos de pozos productores con petróleos de alto contenido de asfaltenos tendrán como resultado la pérdida severa de permeabilidad que podría requerir re-fracturación o re terminación del pozo. Este barro es, por definición, cualquier substancia producida por la interacción entre el petróleo, el ácido y el hierro. Esto es determinado, primeramente, por la introducción de una concentración especificada de hierro en un ácido que entonces se mezcla con un petróleo dado. Las pruebas para la evaluación de la formación de sludge siempre se deben hacer con el crudo producido y los aditivos para prevención del sludge que sean necesarios. Factores que pueden promover la Formación de Barro o influir en ella. 1. Cuanto mayor sea la concentración del del ácido, más probable y mayor mayor la cantidad de barro que se puede producir. 2. Cuanto más alta la concentración concentración del Fe 2 + y del Fe 3 + más grande la cantidad de barro producido. 3. El Fe 3 + es más probable de producir un sludge que el Fe 2 +, aunque ambos lo producen. 4. Cuanto mayor la cantidad cantidad de Petróleo mayor mayor la cantidad de interacciones interacciones y también la cantidad de sludge producido. 5. A gravedad API de crudo crudo más alta (>40) más más probable la producción producción de barro. 6. El sludge producido por petróleos de más altas gravedades API es más estable probablemente porque tendrá una cadena más larga de tipo polimerizado de barro. El sludge es más probable que sea insoluble. 7. Los ácidos no gastados podrán podrán producir barro más probablemente probablemente que los ácidos gastados, aunque ambos puedan producirlo. 8. Aditivos surfactantes para el control de hierro no previenen la precipitación del barro. Métodos de Prevención de Formación de Sludge Generalmente dos métodos se pueden emplear para reducir o prevenir la precipitación de barro y dado lo que se sabe acerca del HCl en general, hay varios otros métodos que quizás ayudan a reducir la cantidad de la materia precipitada. Método #1 Quizás uno de los primeros métodos empleados debía dispersar las parafinas y asfaltenos con solventes que incluían solvente mutual, solvente micelar, dispersantes químicos, y surfactantes. El mecanismo implicaba la dispersión o la reducción del tamaño de la partícula de sludge antes que la prevención del barro. Tales paquetes de solventes se utilizan todavía y se usan en concentraciones de 2 a 7.5% en el volumen



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del ácido. Siempre incluidos están los distintos tipos de aditivos de control de hierro en concentraciones relativamente altas. Estos “paquetes” de solventes, aunque moderadamente exitosos, resultan bastante costosos. Método #2 Un método más reciente implica la adición de un agente quelante de hierro de tal forma que una vez que el hierro se ha quelado es incapaz de actuar recíprocamente con el petróleo y el ácido para formar un sludge. El mecanismo trata específicamente de la prevención del barro. Estos tipos de agentes de control de hierro son relativamente nuevos y son considerados por muchos como una generación nueva de agentes de control de hierro. Así de efectivos son estos aditivos nuevos de control de hierro, que aún la coloración verde lima característica del Fe 2 + y la coloración anaranjada clara del Fe 3 + en el ácido son disipados. La solución resultante está cerca de no tener color. La tecnología previa no ha sido capaz de alcanzar estos logros e incluyen los agregados de agentes para control de hierro como ácido acético, ácido cítrico, ácido fórmico, NTA (el ácido nitrilotriacético), EDTA, las sales de EDTA, el ácido eritórbico, eritorbato de sodio, etc. En la comparación con el primer método, se requieren concentraciones relativamente bajas de los agentes nuevos de control de hierro. Las concentraciones normales van de 5 gpt a 15 para la quelatación de 10,000 PPM Fe2 + : Fe3 + en una proporción 3:1 en HCl 15%, aunque la concentración del HCl pueda alterar dramáticamente la concentración de algunos de estos aditivos. Métodos convencionales para Reducir la Formación de Sludge 1. Mantenga la concentración de HCl a 15% o menos; las concentraciones excesivas de HCL implican el uso de surfactantes costosos y paquetes anti-barro y son más proclives a producir sludge. 2. Hacer un pickling con HCl en la tubería antes del trabajo ácido para quitar cualquier incrustación o hierro soluble. Si hay peligro de inyectar ésto en la formación incluir un paquete anti-barro. 3. Utilice un ácido como pre-flujo conteniendo 2% de KCl y surfactantes o solventes mutuales para ayudar a barrer el petróleo que puede haberse acumulado en el well bore bien lejos. Esto puede no quitar los depósitos en los poros pequeños pero puede ayudar a reducir la producción de sludge en gran escala. 4. Utilice Xileno como un pre-flujo o como una parte integrante del ácido para aminorar la producción de barro en petróleos difíciles y reducir el daño debido a tratamientos previos. Equipo y Materiales 1. Surfactante y agente Anti-Sludge 2. Mezcla ácida propuesta para la estimulación del pozo 3. Petróleo crudo 4. Baño de agua, con controlador de temperatura 5. Recipientes con tapa (250 Ml) 6. Tamices de acero inoxidable (malla 100) 7. Cilindro graduado (100 Ml)



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8. Recipiente de lavado lleno de kerosene 9. Recipiente de lavado lleno de agua destilada

Procedimiento 1. Utilizar un cilindro graduado, mida 100 ml de la mezcla ácida propuesta y vierta en un recipiente limpio. 2. Utilizar un cilindro graduado, mida 100 ml de petróleo crudo limpio a ser probado. Este petróleo debe estar libre de sólidos y emulsión. Agregue el petróleo al recipiente que contiene la mezcla ácida. 3. Cubra el recipiente y sacuda vigorosamente durante un (1) minuto. 4. Coloque el recipiente que contiene la mezcla en un baño de agua precalentado a la temperatura de formación. Deje la solución quieta un mínimo de cuatro (4) horas, preferiblemente 24 horas. 5. Quite el recipiente del baño de agua y vierta con cuidado el contenido en un tamiz 100 limpio, de alambre de acero inoxidable. 6. Si ningún sólido se queda en el tamiz, entonces no se ha formado ningún sludge. (Vea el Comentario 1). 7. Si hay sólidos presentes, lave la malla alternadamente con agua tibia y kerosene. Esto quitará la emulsión y las parafinas presentes, pero no quitará el barro formado por el ácido. 8. Describa la cantidad de sludge según la lista de abajo e informe los resultados en la forma apropiada. Ningún Barro: ninguna partícula sólida retenida en el tamiz  Traza : muy pocas partículas pequeñas retenidas en la malla  Moderado: partículas presentes  Pesado: Muchas partículas grandes presentes  9. Repita el procedimiento (de paso 1 a 8) utilizando al agente Anti-sludge en varias concentraciones. Comentarios 1. Los precipitados puede formarse y pasar por la malla 100. Aunque no se clasifique como sludge, estas partículas pueden causar daño de formación, y pueden ser detectadas mediante ensayos de flujo, pasando los líquidos por un papel de filtro mediante vacío, o centrifugando la muestra. 2. Los agentes Anti-sludge pueden influir en las pruebas de emulsión. Si un agente así debe ser utilizado en una solución, las pruebas de emulsión deben incluir al agente como parte del sistema del test.

Método Alternativo para la Prueba de Sludge 1. Realice el procedimiento para la prueba de la prevención de emulsión utilizando un agitador. 2. Al final de la prueba de emulsión cubra el cilindro graduado de 250 Ml y colóquelo en un baño de agua precalentado a la temperatura de formación. Deje la solución quieta un mínimo de cuatro (4) horas, preferiblemente 24 horas



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3. Quite el cilindro graduado del baño de agua y vierta con cuidado el contenido a través de una malla 100 de alambre de acero inoxidable. 4. Si no quedan sólidos en la malla, entonces no se ha formado sludge. Si los sólidos están presentes, lave la pantalla alternadamente con agua tibia y kerosene. Esto quitará las emulsiones y las parafinas, pero no quitará el barro formado. 5. Describa la cantidad de sludge según la lista debajo e informe los resultados en la forma pertinente del informe del laboratorio. Ningún Barro: ninguna partícula sólida retenida en el tamiz  Traza : muy pocas partículas pequeñas retenidas en la malla  Moderado: partículas presentes  Pesado: Muchas partículas grandes presentes  6. Repita el procedimiento (desde paso 1 a 5) utilizando al agente Anti-sludge en varias concentraciones.

Procedimiento para testear la Compatibilidad ácido/Petróleo El estudio de la compatibilidad de los líquidos se diseñó inicialmente para examinar las tendencias de líquidos diferentes a separarse. Generalmente estas pruebas investigan los líquidos basados en medios acuosos y orgánicos. A causa de las diferencias inherentes, químicas y físicas de los líquidos existe la posibilidad de la formación de una emulsión fija y sumamente viscosa, y como se ha descubierto más recientemente, la precipitación de compuestos extraordinarios. La fase acuosa de la prueba puede ser agua dulce, con cloruro de potasio, con cloruro de sodio, y salmueras de cloruro de calcio, ácidos inorgánicos tales como clorhídrico y fluorhídrico, los ácidos orgánicos tales como acético y fórmico, y una variedad de fases acuosas de perforación. En resumen, algún líquido base acuosa que se utiliza en la perforación y la terminación de un pozo es un buen candidato para probar la compatibilidad. La fase orgánica de la prueba incluye los petróleos de la formación y condensados, refinados orgánicos tal como diesel, xileno, y tolueno, lodos base petróleo o los lodos inversos de perforación, y las mezclas tales como los ácidos que contienen fases orgánicas. Cualquier medio orgánico que se introduzca en la formación puede usarse para probar compatibilidad. Desde que el uso del ácido, inorgánico y orgánico, es más utilizado que cualquier otro tipo de fluidos, son los que más se ensayan. Se conoce como 'Pruebas de Compatibilidad de Petróleo/Acido'. Discusión El concepto básico de esta prueba se basa en la cantidad exacta de cada una de las fases introducidas en el test. Esto se hace difícil por el hecho que las fases se introducen en un recipiente común y se agitan durante un intervalo preciso de tiempo. El esfuerzo de corte en el que ocurre esta emulsificación es importante y fundamental. La superficie expuesta de las diferentes fases es dependiente del tiempo, que es relativamente corto y del corte, que es muy alto. El área y el tiempo de la exposición determinarán no sólo la cantidad sino también si el precipitado se forma. Los resultados consistentes dependen de la regulación precisa del tiempo y del escuerzo de corte.



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Tendencias de Sludge Los avances recientes en la química del sludge ácido indican que el hierro juega un papel significativo en su producción o su precipitación. La teoría avanza en que ambos, ferroso (Fe 2 +) y férrico (Fe 3 +), cuando se mezclan con un crudo, tienen el potencial suficiente para producir un sludge insoluble que puede dañar la permeabilidad de una formación. La producción de barro ha sido verificada por la prueba de compatibilidad que incluyó y excluyó ambos, ferroso y férrico. Aún más, se creyó que en crudos más ligeros o de mayor gravedad (> 40 gravedad API), el sludge no se producía a causa del estado del crudo. Se probó que esto es falso . Es más, la tendencia para producir barro es grande, si no mayor, cuando la gravedad del crudo es más baja. Además, el sludge producido por crudos de gravedad mayor es más firme y tiene la apariencia de un barro polimerizado. La gama de hierro para propósitos de test va desde 1000 PPM de Fe 2 + : Fe 3 + en una proporción 3:1 a 10,000 PPM de Fe 2 + : Fe 3 + en una proporción 3:1. El promedio es aproximadamente 4,000 a 5,000 Fe 2 + : Fe 3 +, en la proporción mencionada y es introducido en el ácido en una forma soluble después de la adición de todas las otras sustancias químicas. La prueba incluye también pasar las fases separadas por una malla 100 para retener cualquier sólido que se puede haber producido en el proceso de emulsificación o de la separación. La identificación de los sólidos utiliza diesel y xileno. La masa engendrada se lava con diesel para quitar cualquier materia parafínica y entonces es lavado con xileno para quitar cualquier material asfáltico. Aunque sea difícil de definir precisamente las diferencias entre una parafina y un asfalteno, esos compuestos solubles en el diesel son pensados generalmente como parafinas mientras que los que son solubles en el xileno son considerados asfálticos. Cualquiera sea el caso, los compuestos quitados en el lavado se consideran solubles y dañan menos mientras que la masa restante se considera un barro insoluble que genera un daño.

Acidos Gastados y Puros Veamos dos importantes estados del ácido. Inicialmente y temporalmente el ácido estará en el estado 'no-gastado' o 'puro'. Desde el momento que el ácido entra a la tubería el proceso de cambio empieza hasta que el ácido alcance su estado final 'gastado', después que el ácido ha estado en contacto con el material de la formación. El estado primario del ácido será este estado 'gastado' en el que estará la mayor parte del tiempo mientras esté en la formación. Se asume que la formación es soluble en ácido y lo neutralizará. El ácido no gastado y el ácido gastado tienen extraordinarios y diferentes conjuntos de propiedades químicas. Esto es evidenciado por el hecho que tienen diferentes gravedades específicas, pH, contenido de cloruro, contenido de calcio, contenido de magnesio, etc. Ya que estos estados ácidos son tan notablemente diferentes entre sí cada uno debe ser probado independientemente ya que cada uno de ellos se comportará diferentemente en tendencias de emulsión, separación de fases, producción de sludge, etc. Los estados gastados y no de un sistema ácido propuesto deben ser probados y aceptados para que el sistema ácido sea recomendado.



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Acido Gastado Preparar un mínimo de 100 mililitros del estado puro propuesto. Se deben incluir todos los aditivos requeridos en el sistema ácido propuesto tal como secuestrante de hierro, surfactantes, desemulsionante, inhibidores de corrosión, etc. Coloque el ácido en un recipiente de 1000 mililitros y agregue lentamente el material de formación o esqueletos aplastados de ostra mientras agita continuamente con un agitador de laboratorio hasta que la solución resultante alcance un pH de 3.0 o mayor. Normalmente se utiliza un exceso de material. Vierta el ácido gastado en un medio filtrante de una malla más fina que la que se utilizará para la determinación del barro. La solución debe retener algunos finos del material usado. Repita el procedimiento listado abajo " Porcentaje de Ruptura de Emulsión” y el procedimiento listado como "Determinación del Contenido de Sludge del ácido Puro” . Observaciones Si el volumen del petróleo restringe el número de pruebas que se deban realizar, probar la fase gastada del ácido primero ya que ésta es el estado primario del ácido en la formación. Interpretación de Resultados (Todas las interpretaciones aplican igualmente al ácido puro y al gastado) 1. Un mínimo de 98% de separación de la fase se debe alcanzar dentro de los 30 minutos en condiciones ambientales para que sea una prueba exitosa. 2. Si existe una emulsificación inicial por el corte en el mezclado, se prefiere un sistema ácido que produce una emulsión de baja viscosidad sobre un sistema ácido que produce una emulsión de alta viscosidad, si ambos generan separación acorde al porcentaje y tiempo listados. 3. Se prefiere que los sólidos (retenidos en el ácido gastado) sean mantenidos en la interfase ácido/petróleo. Esto permitirá que los sólidos sean producidos con los retornos del ácido. 4. Se prefiere una delgada interfase con una separación brusca a una voluminosa e indefinida en la interfase del ácido no gastado.(La fase gastada del ácido puede aparecer rota o irregular debido a los sólidos retenidos). 5. Un tiempo más corto en la separación de la fase (ruptura más rápida) es preferible a un tiempo adecuado pero lento. 6. El contenido del barro (componentes totales) debe ser menos de 0.05 gramos /50 mililitros del petróleo y es susceptible a la revisión del cliente. 7. El medio filtrante para la determinación de sludge es normalmente una malla 100 (150 micrones) pero se podrían usar en su defecto una malla 400 (38 micrones), papel del filtro de 11 micrones, papel del filtro de 8 micrones, y un papel del filtro de 3 micrones.



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Determinar Concentración (%) del Acido por Titulación Equipamiento Requerido 1. Solución de Hidróxido de Sodio 5.0 Normal 2. Vaso de precipitado o Erlenmeyer de 100 Ml 3. Jeringa 1.0 Ml 4. Jeringa 5.0 Ml 5. Agua Destilada 6. Indicador de Fenolftaleína

Procedimiento 1. Mida la muestra de HCl (1 cc a 10 cc). 2. Coloque la muestra del ácido en el vaso de precipitado y diluya con 25 cc a 50 cc de agua destilada. 3. Agregue 1 o 2 gotas de indicador de Fenolftaleína a la solución diluida del ácido. Esta tomará un color amarillento. 4. Valore con Hidróxido de Sodio (NaOH 5N). Utilizar una jeringa pequeña (5 Ml o más pequeña), agregue una gota por vez al frasco conteniendo la muestra del ácido. Agite la muestra continuamente durante la adición de Hidróxido de Sodio. Cuando el color rosa al que virará la muestra se mantenga constante es que se llegó al punto final. 5. Calcule el porcentaje de ácido con la fórmula siguiente:

La certeza de esta titulación es dependiente del tamaño de la muestra que se utilizó. Si se utiliza 1cc el resultado será un cálculo bueno pero aproximado, si se ha tenido cuidado cuando se toma correctamente la medida del ácido y los ml consumidos de NaHO. Una muestra de 10cc tiene más solidez pero utiliza también volúmenes más grandes de valorarador (NaOH).



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Prueba de Humectabilidad El método proporciona un procedimiento sencillo y rápido para determinar cualitativamente las tendencias mojantes de un surfactante específico. Sin embargo, el grado de mojabilidad de petróleo o agua no se determina.



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Reactivos y Equipo 1. Vasos de precipitado 150 Ml 2. Cilindro graduado de 50 Ml y 10 Ml 3. Varillas de vidrio 4. Solución de KCl 2% (20 gramos de KCl por litro de agua) 5. Kerosene 6. Jeringa de vidrio o plástico 1 cc 7. Acetona Surfactantes Solubles en hidrocarburo 1. Coloque 50 cc de salmuera al 2% KCl en un vaso de 150 Ml.(Vea el comentario No.1). 2. Coloque 50 cc de kerosene que contenga 1% del surfactante a ser probado, en el vaso de 150 Ml. 3. Tamice lentamente 10 cc de Arena limpia Ottawa (malla 40-60) en el vaso. Registre el color de la arena. (Vea el comentario No. 2). 4. Una arena roja indica un surfactante que oleohumecta la arenisca mientras una arena blanca indica un surfactante que acuohumecta la arenisca. (Vea el comentario No. 3). Surfactantes Solubles en Agua 1. Coloque 50 cc de 2% de salmuera de KCl en un recipiente de 150 Ml y agregue 1% del surfactante a ser probado. Mezcle bien con una varilla. (Vea el comentario No. 1). 2. Agregue 10 cc de la Arena limpia de Ottawa (malla 40-60) en el vaso y mezcle un minuto. 3. Decante con cuidado el líquido tratado a un vaso seco de 150 Ml. Agregue 50 Ml de la solución de kerosene a este vaso. 4. Pase lentamente la arena tratada por la cubeta de kerosene y agua tratada. Registre el color de la arena (Ve el comentario No. 2). 5. Una arena roja indica un surfactante que oleohumecta la arenisca, mientras una arena blanca indica un surfactante que acuohumecta la arenisca. (Vea el comentario No. 3). Comentarios: 1. Todo el material de vidrio debe estar limpio y libre de surfactantes y jabón. Enjuague el material de vidrio con acetona y deje secar. 2. Para propósitos de comparación, las pruebas se deben conducir con Solvente Mutual que acuohumecta la arenisca y uno que la oleohumecte. Ambos surfactantes deben ser solubles en petróleo y agua. 3. Si se quisiera evaluar la humectabilidad de un surfactante en carbonáticos, la prueba se puede repetir utilizando caliza de malla 4-60 en vez de la arena.



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TIPO DE CARGA DE LOS SURFACTANTES

Reactivos       

Buffer Acetato - Se disuelve 0.048 gr de diacetato de Sodio en 500 Ml de agua destilada. Azul de Bromofenol - Se disuelve 0.1 gr de azul de Bromofenol en 1.5 Ml de NaOH 0.1N y diluir a 100 Ml con agua destilada. Buffer del carbonato - pH = 10 buffer. HCL - 0.005N y 0.1N Amarillo de Metanil - Se disuelve 0.1 gr de amarillo de Metanil sólido en 100 Ml de agua destilada. Azul Timol - Se disuelve 0.1 gr de azul de Timol sólido en 2.15 Ml de NaOH 0.1N. Diluirlo a 100 Ml con agua destilada. Buffer del fosfato - pH = 7 buffer.

Procedimiento Catiónico - A 2 Ml del buffer de acetato, agregar 1 o 2 gotas de azul de bromofenol, y agitar. Agregue el surfactante gota a gota, agitando después de cada gota, hasta que se observe el cambio de color o se hayan utilizado 2 Ml de surfactante, lo que ocurra primero. El cambio de color es de azul-violáceo a púrpura puro, que es una indicación positivo de la carga catiónica. Aniónico - A 2 Ml de HCL 0.005N, agregue 1 o 2 gotas de azul Timol, y agite. Agregue el surfactante gota a gota, agitando después de cada gota, hasta que se observe el cambio de color o se hayan utilizado 2 Ml de surfactante, lo que ocurra primero. El cambio de color es amarillo-rojizo a rojo-violáceo, que es una indicación de la carga aniónica. No-iónico o Catiónico - A 2 Ml de HCL 0.1N, agregue 1 o 2 gotas de amarillo de Metanil, y agite. Agregue el surfactante gota a gota, agitando después de cada gota, hasta que se observe el cambio de color o se hayan utilizado 2 Ml de surfactante, lo que ocurra primero. El cambio de color es rojo a amarillo, que es una indicación de la carga no-iónica o catiónica. No-iónico o Aniónico - A 2 Ml del buffer de acetato, agregue 1 o 2 gotas de azul de Bromofenol, y agite. Agregue el surfactante gota a gota, agitando después de cada gota, hasta que se observe el cambio de color o se hayan utilizado 2 Ml de surfactante, lo que ocurra primero. El cambio de color es de azul-violeta a verde, que es una indicación positiva de la carga no-iónica o aniónica.

Procedimiento en pH = 7.0 Repetir el procedimiento anterior substituyendo por buffer pH = 7.0 donde se hayan utilizado HCL o buffer de acetato.

Procedimiento en pH = 10.0

Repetir el procedimiento anterior substituyendo por buffer pH = 10.0 donde se hayan utilizado HCL o buffer de acetato.



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Preparación de Mezclas Diluidas de Acido Clorhídrico 1. Coloque suficiente muestra del ácido puro a ser utilizado en un cilindro graduado de 250 ML para usar un densímetro. Mida los grados Baumé (Bé) o la Gravedad Específica. También determine la temperatura. 2. Utilizar la Tabla II de abajo para corregir los grados Bé o la Gravedad Específica a la temperatura de 60°F. 3. Convierta los grados Bé corregidos o la Gravedad Específica a porcentaje de concentración del HCl, según la Figura 1. 4. Usar la Tabla III para determinar la cantidad de ácido puro necesario para obtener 1000 mililitros de ácido en las concentraciones estándares de tratamiento. 5. Para determinar cualquier otra dilución utilice la Ecuación:



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Determinación de la Concentración de la Mezcla de Acido Clorhídrico 1. Coloque 1 mililitro del ácido a probar en un vaso de 250 mililitro. Diluirlo hasta 50 mililitros con agua destilada, y agregue 2 gotas de indicador de Fenolftaleína. Dará un color amarillento. 2. Utilizando solución de NaOH 0.2 Normal, valore la muestra preparada hasta que obtenga un color rosa en la solución. 3. Determine el porcentaje del Acido Clorhídrico de la Figura 2.



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Figura 2 DETERMINACION DE LA CONCENTRACION DE HCl USANDO HIDROXIDO DE SODIO 2.0 N 0

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Concentración HCl (%) 24

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1- Tomar 5 ml del acido a testear, colocar en un erlenmeyer y agregar 50 ml. de agua destilada.

) 14 l m ( N 0 . 12 2 o i d o S 10 e d o d 8 i x ó r d i H 6

26

H

i 24 d

r ó x i d o d 22 e S o d i o 20 2 . 0 N ( m l )

2- Agregar 3 gotas de fenolftaleína.

3. Titule con Na(HO) 2 N hasta un color rosado.

4. Con los ml usados determinar % de concentración del HCl

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Concentración HCl (%)

Determinación de la Gravedad Específica del Acido 1. Coloque un cilindro graduado plástico de 50 mililitros en la balanza y tare. 2. Vierta 50 mililitros de la solución ácida en el cilindro y determine los gramos del ácido. Determine la temperatura de la solución. Utilizar la ecuación para calcular la Gravedad Específica del ácido. Utilizar la Tabla II para determinar la correcta Gravedad Específica a 60° F.



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DETERMINACIÓN DE LA SOLUBILIDAD Composición de la Formación Probablemente el factor más importante que gobierna la eficacia de un tratamiento de acidificación es la composición de la roca. Sus características químicas y físicas determinan cómo y dónde el ácido reaccionará con la roca y la disolverá. Desde el punto de vista de la composición química, hay pequeñas diferencias en la velocidad de la reacción del HCL en la mayoría de los carbonáticos, todos los otros factores son más o menos constantes. La textura física de la piedra, sin embargo, puede controlar la distribución del tamaño de poro, la geometría del poro, y otras propiedades. Esto, en cambio, influye en el tipo de canales de flujo creados por la reacción ácida y es la llave de la respuesta ácida. Dos formaciones que tienen la misma solubilidad ácida y permeabilidad pueden responder de forma diferente al tratamiento ácido a causa de variaciones en la estructura física. Las solubilidades ácidas se corren generalmente a la temperatura de la formación para asegurar los datos exactos para el diseño de la estimulación de la formación. Dado que las muestras se muelen casi como un polvo fino, las solubilidades tienden a ser máximas, o, nos da la cantidad máxima de la formación que puede ser disuelta en un determinado espacio de tiempo. Si se necesitan datos sobre la velocidad de la reacción, pueden ser determinados con la investigación por reacción en autoclave. Pruebas de Laboratorio Normalmente la permeabilidad, porosidad, y la saturación de petróleo y agua son determinaciones que se realizan en muestras de corona de formación, utilizando los procedimientos estandarizados del análisis de flujo en medios porosos. Además, las pruebas ácidas de la solubilidad se hacen para determinar hasta qué punto la formación responderá a un tratamiento de acidificación. La solubilidad de la formación se puede determinar dos maneras diferentes. En el primer método (Método Gravimétrico), un trozo pesado de la roca se sumerge en un exceso de ácido y se mantiene a la temperatura de la formación. Después que una hora, se lava algún residuo insoluble, se seca y pesa. Si se sabe que las muestras contienen silicatos, se pueden hacer pruebas adicionales exponiendo la roca a la acción disolvente de HCL combinado con HF. Una prueba más rápida (Método del Dióxido de Carbono), muy conveniente para muestras que se conoce consisten en gran parte de roca caliza o dolomía, consiste en disolver una muestra pesada de la roca en un exceso de HCL y en medir el volumen de gas CO2 evolucionado durante la reacción. Un aparato sencillo para conducir esta prueba se muestra en la Figura 3.



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Preparación de la Muestra Eliminar las porciones exteriores del núcleo de formación contaminadas con el lodo, usando un martillo y un plato de acero. Seleccione una porción interior representativa del núcleo del tamaño de una nuez y pulverícela. Por medio de una espátula, transfiera la mayor parte del núcleo pulverizado a un vidrio de reloj o a una hoja de papel. Si se posee muestras de cuttings, límpielos completamente lavando con salmuera para quitar el lodo. Una vez seco el cutting, tome una porción representativa. Pulverice esta porción y haga la transferencia al vidrio de reloj o la hoja de papel. Procedimiento de Solubilidad en ácido por el Método Gravimétrico Esta prueba se realiza para determinar la solubilidad total de una muestra de la formación u otra substancia, que se basa en la pérdida de peso de la substancia en el ácido clorhídrico u otro designado. Reactivos y Equipo 1. Mortero y pilón. 2. Malla 20 y fondo. 3. Horno para secar. 4. Desecador. 5. Balanza de precisión ± 0.01 gramos. 6. Botellas, vasos y/o Erlermeyer de plástico y vidrio de 250 Ml. 7. Cilindros graduados de plástico y vidrio de 100 Ml. 8. Embudos de plástico y vidrio 100 mm. 9. Varillas de vidrio y plástico. 10. Papeles de Filtro Whatman # 1 o #41. 11. Cloruro de Metileno (Diclorometano). 12. Agua destilada en piseta. Procedimiento 1. Incrustaciones o muestra de caliza deben ser molidos a un polvo fino y pasados por una malla 20. Una muestra de corona de una arenisca se debe romper en partículas finas sin aplastar granos individuales. 2. Si la muestra está saturada con hidrocarburos se debe limpiar con diclorometano (ver Comentario 1). Si no, avanzar al paso 3. 3. Coloque la muestra en el horno para secar durante una hora a 200 °F (93.3 °C). Después de secar enfríe la muestra en un desecador. 4. Pese un (1) gramo de muestra con una precisión de ± 0.01 gramos y colóquelo en un Erlermeyer de 250 Ml. o en un frasco con tapa. 5. Mida 100 Ml del ácido deseado en un vaso de 100 Ml. 6. Agregue los 100 Ml del ácido deseado al recipiente y mezcle. (Vea los Comentarios No. 2 y 3). Coloque en baño de agua u horno precalentado a la temperatura deseada. 7. Pre-pese un papel del filtro Whatman #1 o #41. 8. Después de una hora de tiempo de contacto en la temperatura deseada el ácido y la muestra se deben filtrar a través del papel de filtro pre-pesado. Se debe tener



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cuidado de lavar la muestra que quede en el recipiente sobre el papel de filtro utilizando agua destilada. 9. Lave el papel del filtro y la muestra con un mínimo de 50 Ml de agua destilada para quitar toda la solución ácida. 10. Coloque el papel de filtro y la muestra en un horno para secar durante dos horas a la temperatura deseada. (Puede ser 200°F - 93.3°C). 11. Después de secar, enfríe la muestra en el desecador. 12. Pese el papel de filtro y la muestra y registre el peso. La diferencia en el peso inicial del papel del filtro y el peso final del papel de filtro y la muestra es el peso del residuo. 13. Calcule la Solubilidad Total (en porcentaje) de la muestra en el ácido utilizando las siguientes ecuaciones.

Comentarios 1. Los Hidrocarburos saturados pueden ser quitados lavando la muestra en el diclorometano. Coloque cinco (5) a diez (10) gramos de la muestra aplastada en un vaso de 250 Ml y mezcle bien. Permita que se asiente y decante con cuidado el solvente. Repita tantas veces como sea necesario para quitar todo el hidrocarburo. Entonces avance al paso No. 3. 2. Utilice los elementos de vidrio para todos los sistemas ácidos menos las soluciones que contienen ácido fluorhídrico de mezclas tales como HCl:HF. Para todas mezclas que contienen HF, utilizar recipientes y elementos plásticos. 3. En el caso que el ácido de prueba no moje la muestra, es recomendado el uso de uno (1) mililitro de solvente mutual como agente mojante. 4. Donde el ácido HCL se utiliza como un preflujo para mezclas de HCl:HF, puede ser estimada la solubilidad acumulativa determinando primero el % de solubilidad en HCL, y entonces, utilizando el mismo residuo de muestra, determinando el % de solubilidad en HCL: HF.



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Consideraciones de solubilidad

Acido HCL

Cualquier acidificación con ácido clorhídrico requiere un mínimo de 25% de solubilidad a la temperatura de formación para una efectiva estimulación. Una excelente estimulación puede esperarse con una solubilidad de 50% al HCL. Las fracturas ácidas requieren las solubilidades más altas, de por lo menos 70% para lograr “Etchings” efectivos y aumentos de producción.

HCL HF

Los llamados Mud Acid no dependen tanto de la solubilidad de la formación; ellos pueden ser bastante efectivos eliminando las partículas de los lodos que invadieron la formación, las partículas de cemento, la arcilla que cubren las gargantas porales, etc. Sin embargo, la eliminación de estas partículas es ayudada por la ampliación de poros, necesitando una solubilidad parcial de la formación de por lo menos 25% al HCl-HF. La solubilidad dicta también la concentración ácida. Una caliza o una dolomía densas reaccionan lentamente; requiriendo una alta concentración del ácido (20-28 %) para inducir la reacción rápida. Sin embargo cuando el tratamiento se realiza con altas concentraciones del ácido se debe tener más cuidado dado que estos ácidos tienden a dar más problemas con emulsiones y sludging por incompatibilidades.

Velocidades de Reacción relativas HCL HF 1. El carbonato reacciona muy rápidamente 2. Las arcilla reaccionan rápidamente 3. El cuarzo reacciona muy lentamente 4. Los compuestos de hierro reaccionan muy rápidamente HCL 1. El carbonato reacciona rápidamente 2. Las arcillas reaccionan muy lentamente 3. El cuarzo no reacciona 4. Los compuestos de hierro reaccionan rápido Acético 1. El carbonato reacciona lentamente 2. Las arcilla reaccionan muy poco 3. El cuarzo no reacciona 4. Los compuestos de hierro reaccionan lentamente

Acidificación y Surfactantes

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