API RP-42 español

Prácticas API recomendadas para las pruebas de laboratorio de los agentes activos de superficie para la estimulación de pozos Prácticas recomendadas para las pruebas de laboratorio de los agentes activos de superficie para la estimulación de pozos. Tabla de contenidos Prólogo Alcance 2.

1.

SECCIÓN 1. PRUEBAS DE EMULSIÓN PARA LA CARACTERIZACIÓN DE AGENTES TENSIOACTIVOS EN ÁCIDO, SALMUERA O ACEITE………………………………………………………………………………………………………… Uso y propósito de las pruebas de emulsión……………………………………………………………………………………. Equipos y materiales Procedimiento………………………………………………………………………………………………………………………… Reportando resultados de las pruebas…………………………………………………………………………………………….. Pruebas en lodo ácido SECCIÓN 2 EVALUACIÓN DE AGENTES ACTIVOS DE SUPERFICIE POR PRUEBAS DE CORRIENTE EN NÚCLEOS………………………………………………………………………………………………………………………… Materiales…………………………………………………………………………………………………………………………… Equipo………………………………………………………………………………………………………………………………… Procedimiento……………………………………………………………………………………………………………………… Reporte de resultados de la prueba……………………………………………………………………………………………… SECCIÓN 3 TENSIÓN INTERFACIAL Y HUMECTABILIDAD. Medición de la tensión interfacial…………………………………………………………………………………………………. Calculo de ángulo de contacto……………………………………………………………………………………………………… Humectabilidad………………………………………………………………………………………………………………………… Medición de la dimensión de caída y ángulo de contacto……………………………………………………………. Prueba de visual de humectación……………………………………………………………………………………………………. Procedimiento……………………………………………………………………………………………………………………… Interpretación de las observaciones………………………………………………………………………………………………… Referencias…………………………………………………………………………………………………………………………… ILUSTRACIONES Y TABLAS……………………………………………………………………………………………… Hoja de datos de emulsión de pruebas de emulsión de petróleo ácido…………………………………………… Diagrama de flujo esquemático para prueba de núcleo………………………………………………………………….. Configuración de caída en pendiente…………………………………………………………………………………………….. Factores de corrección de caída en pendiente y diseño de celdas…………………………………………………… Configuración de caída sésil y diseño de celdas………………………………………………………………………………. Factores de corrección de caída sésil para cálculos de tensión interfacial……………………………………… Corrección de factores goteo, caída sésil para ángulos de contacto obtusos………………………………..

Prólogo. a. Estas prácticas recomendadas fueron preparadas por el subcomité API en evaluación de fluidos de pozos. Ellas recomiendan procedimientos usados por un gran número de industrias y compañías de servicios operantes. Estas prácticas recomendadas han sido revisadas en contenido y exactitud por compañías representadas en el subcomité de evaluación de fluidos de estimulación de pozos y el comité ejecutivo de perforación y prácticas de producción. Esta publicación se encuentra bajo la jurisdicción del departamento del comité ejecutivo del Instituto Americano en producción de petróleo en perforación y prácticas de producción. b. Esta segunda edición sustituye y reemplaza a la API RP 42, primera edición, noviembre de 1962. c. Esta publicación no contiene recomendaciones que puedan ser tomadas como absolutas para determinar los procedimientos de la estimulación de pozos. Más bien estas pruebas recomendadas son primarias para la comparación cualitativa del desempeño y proyección general de agentes activos bajo las condiciones que se describen en este documento. d. La publicación API puede ser usada por cualquiera que lo desee y el instituto ha hecho todo esfuerzo para asegurar la precisión y confiabilidad de los datos que contiene. Sin embargo, el instituto no representa o garantiza ninguna de las especificaciones API o prácticas recomendadas y por este medio renuncia expresamente a cualquier obligación o responsabilidad por pérdida o daño como resultado de su uso, por cualquier violación federal, estatal o regional de alguna regulación con que estas publicaciones puedan estar en conflicto, o por infracción de cualquier patente resultado del uso de alguna especificación API o práctica recomendada. e. Los miembros del subcomité en Evaluación de fluidos de estimulación de pozos quienes dedicaron tiempo sustancial y esfuerzo en preparar este reporte son los siguientes: C. E. Cooke Jr., Exxon Production Research Co., Houston Texas C.P. Coppell, Chevron Oil Field Research Co., La Habra California A. W. Coutler, Dowell Div., Dow Chemical Co., Tulsa, Oklahoma J. B. Dobba, Amoco Chemical Corp., Houston Texas F. G. Frost, Halliburton Services, Duncan, Oklahoma J. P. Gallus, Union Oil Co. of Calif., Brea, California Bob Hannah, The Western Co., Fort Worth, Texas Bob Kannenberg, The Western Co., Fort Worth, Texas C. R. Kern, Aquaness Chemical Div., Magna Corp., Houston Texas C. A. Kohlhaas, Colorado School of Mines, Golden, Colorado Reg. Lasater, Halliburton Services, Duncan, Oklahoma Gene Mancillas, BJ. Hughes, Inc., Arlington, Texas F. G. Martin, Atlantic Richfield Co., Dallas, Texas L. A. McDougall, Exxon Chemical Co., Houston, Texas B. B. McGlothlin, Gulf Science and Technology Co., Houston, Texas E. A. Neel, Union Carbide Corp., Lawrenceburg, Tennesee D. E. Nierode, Exxon Production Research Co., Houston, Texas V. W. Rhoades, Cities Service Oil Co., Tulsa, Oklahoma A. L. Schalge, Marathon Oil Co., Littleton, Colorado R. F. Sheuerman, Shell Development Co., Houston, Texas C. L. Smith, BJ-Hughes, Inc., Arlington, Texas

E. J. Stahl, Halliburton Services, Duncan, Oklahoma W. T. Strickland, Jr., Brinadd Co., Houston, Texas T. C. Vogt, Mobil Research & Development Corp, Dallas, Texas H. A. Wahl, Continental Oil Co., Ponca, City, Oklahoma ALCANCE. A. Agentes activos de superficie son frecuentemente añadidos a los fluidos de tratamiento para la estimulación de pozos de combustible, gas e inyección para que desempeñen una o mas de las siguientes funciones 1. Prevenir o minimizar la emulsificación del fluido que se procesa 2. Reducir la saturación de agua. 3. Alterar la humedificación. 4. Suspender finas partículas expulsadas por el tratamiento para remoción o redistribución y 5. Estabilizar la espuma o emulsion en el fluido procesado. B. Esta diversidad de funciones ha resultado en la disponibilidad de un gran numero de productos para uso de las operaciones de producción de petróleo. C. productos para uso de las operaciones de producción de petróleo. SECCIÓN 1. PRUEBAS DE EMULSIÓN PARA LA CARACTERIZACIÓN DE AGENTES ACTIVOS DE SUPERFICIE EN ÁCIDO, AGUA SALADA O PETRÓLEO 1.- El propósito del test de emulsión es indicar la tendencia de un agente activo de superficie para incrementar o disminuir la emulsificación de un sistema de aceite de agua salada o ácido. Estas pruebas están diseñadas para indicar la tendencia de un sistema para emulsificar pero no determinan si la emulsificación de hecho ocurre o persiste durante las operaciones de estimulación de pozo. ya que la estabilidad de las emulsiones puede ser mejorada por la presencia de sólidos finamente divididos a menudo creadas en los procesos de estimulación de pozos, todas las pruebas de agentes activos de superficie incluye el uso o partículas finamente divididas como un componente. EQUIPO Y MATERIALES. 2. El equipo y materiales para las pruebas de emulsión incluyen lo siguiente: a) agitador de alta velocidad (mezcladora) [Modelo Hamilton Beach 936 o su equivalente con cabeza estándar de disco o el agitadir Sargent-Welch S-76695]. b) vasos para mezclar de 400ml c) cilindros graduados de 100 ml. d) cronómetro o temporizador e) jeringas graduadas de un mililitro. f) solución ácida que contenga inhibidor de corrosión y otros aditivos. g) petróleo crudo. h) agente activo de superficie, demulsificador. i) núcleos de formación, cuando estén disponibles o harina de sílice (Super- sil 200,Penn-Glass Sand Corp) y bentonita (Bentonita de sodio de Wyoming, tipo cementio, sin tratar). PROCEDIMIENTO. 3. Prepare ácido parcialmente gastado reaccionando dos litros de ácido con un litro de arena de formación. La solución ácida deberá contener 3 por ciento del peso en ácido hidrofluorico (HF) 12 por ciento de ácido hidroclorhidrico, la concentración recomendada de inhibidor de corrosión y cualquier otro de los aditivos que serán evaluados en el tramiento real. Si la arena de formación no está disponible, use un litro

de 50 porciento del peso de harina de sílice- y 50 por ciento de mezcla de bentonita para gastar el ácido y proveer contenido de sólidos. Permita que la solución ácida permanezca en contacto con los sólidos por al menos 24 horas.* 4. decante la solución de ácido gastada y reserve en un contenedor de plástico para su análisis. 5. disperse 2.5 gramos de residuos pulverizados de formación o 2.5 gramos de un 50 por ciento del peso de fluoruro de sílice con 50 por ciento de mezcla de bentonita en 25 ml de ácido gastado. 6. Añada 75 ml de petróleo crudo a esta solución de ácido gastado. Emulsione la solución con un mezcladora en 14,000 a 18,000 rpm por 30 segundos. Vierta la emulsión inmediatamente en una probeta graduada de 100 ml y registre el volumen de fuga de agua en 15 minutos, 1 hora y 24 horas. Las pruebas usualmente se realizan a temperatura ambiente del laboratorio.+ 7. repita los procedimientos en pares. 5 y 6 omitiendo el demulsificador para control. Prueba de acidificación de carbonato- pueba de ácido en vivo. 8. Use una solución ácida que incluya todos los aditivos en la misma concentración que se prescribió para el tratamiento de campo. Tal vez sea necesario realizar una serie de pruebas de detección para seleccionar el mejor sistema no-emulsificador. Disperse 2.5 gramos de un 90% por ciento fluoruro de sílice y 10 por ciento mixtura de bentonita en 50 ml de solución ácida. 9. Añada 50 ml de petróleo crudo a la dispersión de ácido. Emulsione la solución con la mezcladora de 14,000 rpm a 18,000 rpm por 30 segundos. Vierta la emulsión inmediatamente en una probeta graduada de 100 ml y registre el volumen de la fuga de agua en los intervalos de tiempo que se indican en la figura 1 (vaya al párrafo 15). Las pruebas son usualmente realizadas a temperatura ambiente del laboratorio. 10. repita los pasos en los párrafos 8 y 9 omitiendo el demulsificador pata control de la prueba. 11. Repita la preparación de la solución de prueba en el párrafo 8 pero use 25 ml de la dispersión de ácido con 75 ml de petróleo crudo en la prueba descrita en los párrafos 9 y 10. Prueba de acidificación de carbonato- prueba en ácido gastado. 12.- Gaste la solución de ácido que contenga todos los aditivos excepto demulsificador en un exceso de roca de formación triturada. El gasto debe estar completo en 24 horas. Si el tiempo impone limitaciones, permita que el ácido entre en contacto con los sólidos de la formación hasta que la efervescencia cese. Agite la mezcla gentilmente para dispersar residuos., decante el ácido con residuos suspendidos en otro contenedor para su análisis. 13. Si no se tiene roca de formación disponible, prepare una solución sintetica de ácido gastado de cloruro de cálcio reactivo y agua en una concentración equivalente al ácido vivo. La solución deberá contener todos los otros aditivos que se usarán para el tratamiento de campo, cada uno en la concentración que se recomiende. Ajuste el pH a un valor entre 1 y 5 usando el ácido clorhídrico. Si se simula una solución diferente a ácido clorhídrico, use la sal de calcio apropiada. Disperse 2.5 gramos de un 90 por ciento en peso de fluoruro de sílice y un 10 por ciento de mezcla de bentonita en 50 ml de solución ácida. 14. prepare la emulsión con ácido gastado como se describe en los párrafos 9 al 11 y registre los datos. Informe de resultados de las pruebas. 15. Los datos deben ser registrados de la manera en que se muestra en la figura 1. resultados se informan como porcentaje en volumen de fase acuosa original de tal manera que 100 por ciento represente una fuga de agua completa. Además para

registrar el grado de fuga de agua, se incluye información en las columnas remarcadas, tal como, volumen de la capa de sedimento, calidad de la interfase (ej. aguda, difusa), and whether the oil adheres to sides of de cylinder in the wáter layer. 16. un registro valioso pero opcional puede obtenerse al tomar fotografías a color del sistema de emulsión en la realización del periodo de prueba. PRUEBA DE LODO ÁCIDO. 17. Algunos petróleos crudos con precipitados de rendimiento ácido son mencionados como lodos aunque el sistema tal vez no exhiba su tendencia a emulsionarse. La prueba descrita en los párrafos 18-21 es un útil procedimiento para demostrar la tendencia de un lodo de formarse en condiciones de laboratorio. Ya sea que la tendencia exista o no en condiciones de campo o si el agente anti-lodo actúe satisfactoriamente bajo estas condiciones, esto no puede ser determinado mediante este método. Equipo y materiales 18. Se requiere el siguiente equipo y materiales para la prueba de lodo ácido: a. agente activo de superficie, agente prentivo de lodo ácido. b. solución ácida que contenga inhibidor de corrosión y todos los aditivos excepto agente activo de superficie preventivo de lodo. c. petróleo crudo. d. baño maria, temperatura controlada. e. botellas con taparosca f. malla-100 de acero inoxidable, de 3 pulgadas cuadradas. g. botella de lavado con Soltrol 130 (Phillips Petroleoum Co.) h. botella de lavado con agua. Procedimiento. 19. vierta el ácido en una botella limpia. Añade un volumen equivalente de petróleo crudo, libre de sólidos y de emulsión. Tape la botella y sacúdala vigorosamente. Coloque la mezcla en un baño de agua a temperatura de formación y dejar que permanezca tranquila por lo menos cuatro horas, preferiblemente 24 horas. Vierta cuidadosamente la mezcla a través de la reja de alambre de la malla-100 de acero inoxidable. Si no hay sólidos en la malla entonces no se ha formado lodo.* Si hay sólidos, lavar la malla alternantemente con agua tibia y Soltrol 130. Esto removerá emulsiones y parafinas pero no removerá el lodo causado por ácido. Describa la cantidad de lodo de acuerdo a la lista de abajo. Reporte el resultado en la sección de observaciones en la forma mostrada en la Figura número 1. Sin lodo – sin partículas sólidas retenidas en la malla. Rastro – una muy pequeña cantidad de partículas en la malla. Moderado – partículas obviamente presentes. Pesado – muchas partículas grandes. 20. Repita los procedimientos en el párrafo 19 usando el agente preventivo de lodo de ácido en la concentración especificada por el proveedor. 21. Los agentes anti-lodo pueden influenciar las pruebas de emulsión. Si un agente anti-lodo va a ser empleado en una solución de tratamiento de pozo, las pruebas de emulsión deberán incluir el agente como parte del sistema de prueba. SECCIÓN 2 EVALUACIÓN DE DE AGENTE DE SUPERFICIE POR PRUEBA DE FLUJO EN NUCLEOS 22. El procedimiento de esta técnica puede ser usado como una indicación de la habilidad de un agente de superficie activo para remover una forma de bloqueo de

fluido desde una formación usando muestras representativas del núcleo. Saturaciones de fluido prestablecidas son puestas en el núcleo apropiadamente para el tipo de pozo para el que se está simulando. En secuencia un bloqueador de fluidos en inducido y después tratado con la solución de agente activo de superficie. Finalmente al fluido móvil apropiado al pozo simulado se le permite fluir a través del núcleo. La permeabilidad se mide en cada etapa de la siguiente manera. a. Antes de que el bloqueador de fluidos sea inducido. b. Después de que el bloqueador de fluidos se ha formado pero anterior al tratamiento de agente activo de superficie. c. Después del tratamiento de agente activo de superficie. d. La comparación de estas mediciones de permeabilidad y la velocidad de cambios indica la efectividad del agente activo de superficie. MATERIALES 23. Núcleo. Una muestra del núcleo de la formación que se tratará es preferible. Cuando tal material del núcleo no está disponible en la permeabilidad adecuada y litología similar. Usa una muestra de dos pulgadas de largo y una pulgada de diámetro. 24. Agua. Use una preparación de agua salada para establecer la saturación de agua congénita en el núcleo y para medir la permeabilidad del agua salada. Prepare la solución con químicos puros, para que sea que (a) el agua salada sintetizada tenga la misma composición química que el agua verdadera de la formación o (b) el agua salada 9.0% de cloruro de sodio y 1% de cloruro de calcio. Antes de usar filtre el agua salada completamente y saque el aire con bomba de vacío por 15 minutos. Minimice el contacto de la salmuera preparada con aire para prevenir la precipitación del carbonato de calcio. 25. Petróleo de referencia. Use petróleo limpio no pegajoso con una viscosidad conveniente para pruebas de laboratorio o representativo de petróleo de nacimiento. Los petróleos comercialmente disponibles empleados para este proceso son soltrol 130 (Phillips, petróleo Co.) y dispersor (Shell Oil Co.). Antes de usar filtre el petróleo de referencia otra vez de gel de silicio (medida 200) para remover los agentes activos de superficie. Luego saque el aire con bomba de vacío por dos horas. 26. Gas. Use gas de nitrógeno para establecer la saturación de gas en la muestra y para medir la permeabilidad al gas. PIE DE PÁGINA: Se podrían formar precipitados que pasen a través de la malla 100. Mientras no se clasifiquen como lodo, las partículas pueden ser detectadas por pruebas de flujo usando las muestras subrayadas en la sección 2. 27. Agentes activos de superficie. Prepare la solución tensioactiva de acuerdo a las instrucciones del proveedor. Algunos agentes activos de superficie pueden ser almacenados por largos períodos de preparación sin cambios significativos; otros deben ser usados rápidamente después de su preparación. Siga las recomendaciones del proveedor de vida útil y método de almacenamiento para agentes activos de superficie y solución. EQUIPO. 28. Soporte de muestra. Monte la muestra de tal manera que el fluido no la sobrepase. Para este propósito se recomienda un sujetador de mango de goma. 29. Aparato de flujo. El aparato para esta prueba debe tener: a. Tubo múltiple de flujo de petróleo de referencia, agua, gas y solución de agente tensoactivo en cualquier extremo de la muestra y b. Medición de presión, velocidad de flujo y volumen acumulativo de fluido. Un diagrama esquemático de fluido que incorpora estos requerimientos, se muestra en la figura 2. Todas las líneas de flujo entre los recipientes de fluido y la cara de la muestra

que hacen estar absolutamente limpios. Se deben tomar precauciones para evitar la contaminación del sistema con fluido de tratamiento, productos de reacción o sólidos. No use un sistema donde los fluidos de prueba están en contacto directo con un gas bajo presión. Un tipo de bomba adecuado para estas pruebas consiste en un pistón libre y un cilindro. El pistón libre segrega el fluido de conducción de la bomba de flujo. Un tipo alternativo de bomba usa una cámara de aire o un diafragma para separar estos fluidos. (en un sistema donde los fluidos son bombeados directamente por gas, el fluido se satura con gas bajo la entrada de presión. Mientras el fluido fluye a través de la muestra, la presión baja y puede salir gas de la solución para reducir la permeabilidad de la muestra al fluido de referencia. PROCEDIMIENTO 31. Limpie la muestra completamente. Los procedimientos de limpieza de la muestra se describen en API RP 27: Práctica recomendada para determinar la permeabilidad de los medios porosos. Seque la muestra en un horno a 200-220°F por al menos dos horas. Enfríe y pese la muestra. 32. mida la permeabilidad de la muestra al gas a una presión diferencial, preferiblemente menos de 10 PSI, y en una habitación a temperatura ambiente. Para pruebas de baja permeabilidad, tal vez sea necesario incrementar la presión diferencial para que la velocidad del gas, para ser medida en un periodo razonable de tiempo. La ´presión diferencial seleccionada debe evitar flujo turbulento en la muestra en esta prueba. 33. vacíe la muestra por al menos una hora con una bomba de vacío a una presión debajo de 1mm/hg. Después, introduzca la salmuera lentamente en el contenedor evacuado. Deje que la salmuera empape lentamente la muestra. Cuando la muestra esté completamente cubierta con agua salada, abra el contenedor a la atmósfera inmediatamente. Permita que la muestra repose por lo menos una hora antes de removerla. 23) Quite la muestra saturada de agua salada y seque el exceso de agua. Pese a la muestra. El volumen de poros de la muestra es igual al peso de la salmuera (el peso de la muestra mojada menos el peso de la muestra seca) dividida por la densidad de la salmuera. 35. mide la permeabilidad de la muestra a la salmuera a una presión diferencial, preferiblemente menos de cien psi; haga fluir al menos 10 volúmenes de porosidad a través de la muestra antes de hacerla medición de permeabilidad. Continue el flujo de salmuera hasta que el equilibrio de permeabilidad sea alcanzado. El equilibrio de permeabilidad se define en este procedimiento, como la permeabilidad a la cual el flujo de 10 volumenes de porosidad adicionales producen menos de 5% de cambio en permeabilidad. Establecer una saturación inicial de fluido apropiada. 36. el tipo de pozo que se está simulando dictará la saturaciones de fluido de la muestra antes de a el tratamiento del agente tensoactivo. Para simular un pozo de petróleo, use una muestra que contenga petróleo y aguas residuales. Otras condiciones de pozo requieren las siguientes saturaciones: a. pozo de gas seco-casi agua residual. b. pozo de inyección de agua-agua y petróleo residual c. pozo de inyección de gas-gas, agua residual y petróleo residual d. pozo proveedor de agua-solo agua Los métodos de saturación se describen en los siguientes párrafos. Establecer saturación de petróleo. 37. El contenido de la muestra se reduce a la saturación de agua congénita por un

flujo de petróleo de referencia, preferiblemente a una presión diferencial de 100 psi, a través de la muestra. Haga fluir petróleo a la producción simultánea de petróleo del nacimiento hasta alcanzar el equilibrio como resultado del descenso de la saturación de agua. Si la permeabilidad desciende en esta etapa, esto sugiere que los contaminantes están tapando el núcleo. Flujo terminal. Vuelva a flitrar y evacue el petróleo, limpie todas las líneas de flujo. Repita el procedimiento con otra muestra. Establecer saturación de gas. 38. Haga fluir gas saturado con agua a través del núcleo en la dirección a propiada para simular la producción o inyección como se requiere. Detenga el flujo de gas cuando la producción visible de líquido se detenga. Mida el equilibrio de permeabilidad a una presión diferencial suficientemente baja para evitar flujo turbulento en el espacio poroso, pero suficiente como para proveer una velocidad de flujo de gas mesurable. Establecer saturación de agua. 39. haga fluir agua a través de la muestra preferiblemente a una presión diferencial de 100 psi a través de el núcleo en la la dirección apropiada para simular la producción o inyección. Haga correr agua hasta que el equilibrio en la permeabilidad sea alcanzado. 40. El valor de el equilibrio de permeabilidad medido en los párrafos 37, 38 o 39 el la permeabilidad de referencia que depende de si el fluido móvil en el pozo simulado es petróleo gas o agua respectivamente. Establecer bloqueador de flujo. 41. haga correr 10 volumenes de poro de agua, aceite u otro fluido de interés a una presión conveniente a través de la prueba para establecer un bloqueador de flujo. La dirección del fluido deberá simular la corriente de la fuente anticipada del bloqueador de fluido. Deje que la muestra repose al menos seis horas. 42. haga correr el fluido usaso en establecer la permeabilidad de referencia a través de la muestra a una presión diferencial menor de la que se usó en establecer la referencia de permeabilidad. Continue el flujo a la misma presión diferencial hasta que el equilibrio de permeabilidad sea alcanzado. Para flujo de líquido, use una presión diferencial de 25 psi. Para un flujo de gas, la presión diferencial deberá ser la misma que se usó en el párrafo 38 para establecer el equilibrio de la permeabilidad. Se refiere a la permeabilidad que se mide de esta manera como permeabilidad dañada. Inyectar fluido de tratamiento surfactante. 43.Haga correr 10 volúmenes de poro del fluido de tratamiento de agente activo de superficie a través de la muestra a una presión diferencial conveniente que no exceda 25 psi. El fluido debe ir con dirección de la inyección. Permita que repose por al menos 6 horas. Medir la permeabilidad final después del tratamiento. 44. Haga correr el fluido que se usó para establecer la permeabilidad de referencia a través de la muestra a la misma presión diferencial expuesta en el párrafo. 42 hasta se obtenga una permeabilidad equilibrada. La permeabilidad que aquí se mide es la permeabilidad final. Registre la permeabilidad frente al rendimiento de volumen de poros para determinar la velocidad de limpieza después del tratamiento. Reportar resultados de la prueba. 45. los resultados de las pruebas deberán ser reportados como porcentaje de recuperación de referencia inicial (sin daños) la permeabilidad como función de del rendimiento de volumen de poro. Además se deberá reportar el nombre del agente tensioactivo junto con la concentración de agente tensioactivo usado, las propiedades de la muestra y cualquier desviación en el procedimiento de la prueba. SECCIÓN 3 TENSION INTERFACIAL Y HUMECTABILIDAD.

46. Para medir la tensión interfacial de un sistema donde el valor es mayor que 1 dina por centímetro, use el tensiómetro duNouy. Para mediciones mas precisas y para tener la capacidad adicional de medir valores de tension interfacial muy baja, use ya sea el método de gota pendiente, gota sésil o gota giratoria. Los métodos de gota sésil y gota giratoria pueden ser usadas para sistemas que dependen de tiempo. Una ventaja de el método de gota sésil es que el ángulo de contacto puede ser calculado desde la dimensión de la gota. Esto es mas útil cuando las condiciones son tales que el ángulo de contacto no está bien definido. La humectabilidad está determinada por el ángulo de contacto entre una gota y una superficie limpia rodeada por una fase inmisible de diferente densidad. Además para calcular el ángulo de contacto desde las dimensiones de la gots, este puede ser medido directamente cuándo el ángulo este bien definido. Se pueden hacer determinaciones cualitativas al observar la tendencia dispersiva de las partículas solidas en el petróleo y fases acuosas, pero para algunos sistemas tales determinaciones son indeterminantes. MEDICIÓN DE TENSION INTERFACIAL. Tensiómetro duNouy-método del anillo. 47. El método de anillo para determinar la tensión interfacial o de superficie se basa en la medición de la fuerza requerida para despegar un anillo de la superficie de un líquido o de la interface entre dos líquidos. Los procedimientos recomendados están contenidos en manuales provistos con instrumentos comerciales y se encuentran en ASTM denominación D971-50, método estándar de pruebas para tensión interfacial del petróleo frente a agua con el método de anillo, párrafo 17. “ productos de petróleo, combustible, solventes, aceites lubricantes, aceites de corte, grasa” 1973. El tensiómetro duNouy es ampliamente dentro de la industria petrolera. Debajo se encuentran listados varios puntos para auxiliar en mediciones precisas. a. La calibración del instrumento deberá ser checada diariamente o antes de la medición si su uso es menos frecuente. b. No use un anillo doblado fuera de plano ( se puede tolerar una leve distorsión de la porción circular). c. Todas las interfaces en una serie de mediciones deben ser agitadas por la misma longitud de tiempo y ese tiempo debe ser reportado (ASTM D 97150 recomienda 30 segundos). d. El anillo se debe mover de la fase líquida que moja completamente el anillo a la otra fase (para tensión interfacial). e. este método pierde confiabilidad en lecturas menores de 1 dina/cm. f. Los factores de corrección deben ser aplicados para obtener valores absolutos. Tales valores son provistos de forma grafica en manuales instrumentales basados en los datos de Harkins y Jordan. Método de gota pendiente . El método de goteo en pendiente para determinar la tensión interfacial está basado en la formación de una gota de liquido en una punta, siendo la gota ligeramente mas pequeña que aquella que espontáneamente se despegará de la punta. Vea las referencias 2 a 11. Frecuentemente se usa una jeringa hipodérmica para formar la gotita. La gota pendiente es ya sea fotografiada y las dimensiones de la imagen son medida o se raliza la medición directa de la gota con un catetómetro. Referencia en figura 3. La tensión interfacial se calcula por las dimensiones de la gota mediante la siguiente ecuación. σ=Δp gde 2/H (1) Dónde: σ = tensión interfacial dina/cm Δp = diferencia en densidad entre la gotita y la fase que la rodea, gm/cm3.

g = constante gravitacional, cm/seg 2 de = díametro máximo (ecuatorial) de la gota sin aumento, cm. H = factor de corrección de forma, adimensional. Los valores para 1/H son dados en la tabla 1 como una función de dS . El diámetro, ds , es medido en el plano seleccionado que se muestra en la figura 3. La tabla 1 es de Niederhauser, Andreas et al. 5 Las tablas de valores pueden se encontradas en referencias por Andreas, 2 Fordham, 3 y Mills. 4 Método de gota sésil. 49. la técnica de gota sésil para calcular la tensión interfacial para un sistema tal como petróleo y agua consiste en colocar una pequeña gota de petróleo o el envés de una placa plana en una celda llena de agua y midiendo la dimensión máxima de una imagen magnificada. Las dimensiones de gota requeridas se muestran en la figura 4. El equipo y procedimiento para medir las dimensiones de gota están mejor descritas en los párrafos 57 y 58. Para calcular la tensión interfacial, use la siguiente ecuación: σ = g2 ΔP f90h2 (2) donde: σ = tensión interfacial, dinas/cm g = constante gravitacional, cm/seg. ΔP = diferencia de densidad entre la gotita y la fase que la envuelve, gm/cm3 h = altura de la gota, de un plano ecuatorial al ápex, cm. F90 = factor de corrección de forma, adimensional. El valor de f90 se lee en la figura 4 como una función del factor de forma dado por el radio de h a r. FIGURA 4. CONFIGURACION DE GOTA SÉSIL Y DISEÑO DE CELDAS. Los datos para construcción de curvas similares a aquellas en la figura 5 están disponibles en las referencias 12, 13 y 14. La curva en la figura 5 es de acuerdo a Brandom y Melrose15. 50. Las ecuaciones 2 y figura 5 son aplicables solo si se encuentran las siguientes condiciones: a. la gota debe ser simétrica, esto quiere decir que debe tener la misma forma cuando se mire desde cualquier dirección paralela a la placa en la que reposa la gota. Si esta condición no se cumple, la gota aparentará mojar la plata a un ángulo distinto alrededor del boundary de la gota. Esto puede deberse a la dispariedad en lo liso del plato o a contaminación de superficie. En cualquier caso, el remedio es seleccionar otra placa y evitar su exposición de la placa a la atmosfera del laboratorio después de su limpieza y antes de su inmersión en la fase acuosa. b. el ángulo de contacto, Θ, debe ser menor de 90°. Cuando esta condición no existe, se puede tratar con un plato de diferente energía de superficie. Por ejemplo si el petróleo es suficientemente transparente, las fases de agua y petróleo pueden intercambiarse. Para ángulos de contacto mayores a 90°, las curvas generales y las fórmulas están disponibles en la referencia 15. c. El sistema está en equilibrio, esto es que la temperatura y presión son constantes, y h y r son constantes. Es mejor equilibrar completamente las fases de la carga de petróleo previas al experimento. 51. una buena aproximación para una gota grande está dada por Healy y Reed, y tiene la forma σ=g∆ ph221+0.306 hr 2 (3) Donde: σ = tensión interfacial, dina/cm g = constante gravitacional, cm/seg2

Δp = diferencia de densidad entre la gotita y la fase que la envuelve, gm/cm3 h = altura de la gota desde un plano ecuatorial al ápex, cm. r = radio de la gota en un plano ecuatorial, cm. Cuando el valor de h/r es menor o igual a 0.23, el error en el que se incurre en calcular la tensión interfacial de la ecuación (3) es de uno por ciento o menos. Método de gota giratoria. 52. el método de gota giratoria para determinar la tensión interfacial se basa en medir la forma de una gota de líquido o una burbuja de gas en un líquido mas denso contenido en un tubo giratorio horizontal (vaya a las referencias 17, 18 y 19). Este método depende de mantener el equilibrio aerostático,i.e., no debe haber movimiento relativo entre las varias superficies de los fluidos. Para asegurar el equiibrio girostático de la mayoría de los sistemas, se requieren altas velocidades de giro ( en exceso de 6,000 rpm). Un tubo capilar es llenado completamente con la fase mas densa , y la fase menos densa es inyectada con una jeringa de microlitros. El tubo lleno entonces es colocado en el centro del instrumento. Para valores muy bajos de tensión interfacial, se requieren volúmenes muy pequeños (10-3 cm3 o menos) de la fase menos densa. Las dimensiones de gota usualmente son medidas usando un microscopio portátil. Se requieren velocidades racionales en el rango de al menos 1,000 a 10,000 rpm. Para tamaños de gotas en que la longitud (L) es al menos ocho veces el radio de la gota, R,. La siguiente ecuación puede ser usada para calcular la tensión interfacial (ir a referencia 17): σ= ∆p w2 R34 (4) donde: σ = tensión interfacial, dina/cm Δp = diferencia de densidad entre la gota y la fase que la envuelve, gm/cm3 W= velocidad angular, radianes/seg. R = radio de la parte cilíndrica de la gota, cm. Las ecuaciones para calcular la tensión interfacial de otras formas de gotas y tamaños se encuentran en las referencias 18 y 19. El método de gota giratoria para medir bajas tenciones interfaciales es relativamente simple comparado con otros métodos. Este método tiene la ventaja de no involucrar una tercera (solida) fase en contacto con los fluidos. Sin embargo para resultados validos usando el método de gota giratoria se debe obtener equilibrio girostático. CALCULO DE ÁNGULO DE CONTACTO Método de gota sésil. 53. el ángulo de contacto puede ser calculado por la medición de una o mas dimensiones de la gota en además de aquellas requeridas por la tensión interfacial. En el caso en que el ángulo de contacto,Θ es menor a 90°, esta dimensión es K, la altura totalde la gota de la superfice solida al apex de la gota (vaya a fig. 4). La ecuación para ángulo de contacto es: Θ = cos -1 [fΘ (Kh 2 – 1] Θ = grados de ángulo de contacto K= total de altura de la gota desde superficie sólida al ápex,cm. h = Altura de la gota sobre el plano ecuatorial, cm. fΘ = factor de corrección de forma. El factor de corrección de forma, fΘ, se lee en la figura 6, donde fΘ , está dada como una función de parámetro de forma, h/r, para una familia de curvas basadas en la k para radio h, para ángulos de contacto mayores de 90° se den factores de corrección de forma mas generalizados en la referencia 15. HUMECTABILIDAD. Humectabilidad y ángulo de contacto.

54. la propiedades de humectabilidad de fluidos de reserva no contaminados son medidas usando superficies minerales pulidas. El grado en que una gota mojará preferencialmente la superficie mineral depende de la adsorción de los agentes tensioactivos presentes. Si una pequeña gota no moja la superficie mineral bajo condiciones de reserva simuladas, entoces probablemente no mojará los mismos minerales en el reservorio y lo opuesto probablemente también sea verdadero. 55. la prueba de humectabilidad se realiza colocando una gota ya sea de aceite en una superficie mineral en la presencia de agua, petróleo o ambos. El ángulo de equilibrio medido a través de la fase de agua entre la superficie mineral y la interfase de petróleo-agua en el punto de contacto del petróleo-agua es el ángulo del contacto. El ángulo de contacto pude ser calculado por medición de gota como se describe en el párrafo 53. Los ángulos de contacto menores a 75° son normalmente considerados para indicar sistemas de umedad de agua, y los ángulos de contacto mayores a 105° son normalmente considerados para indicar sistemas petróleo-aceite. Los ángulos de equilibrio de contacto entre 75° y 105° normalmente indica condiciones de humedificación. 56. las superficies minerales pulidas usadas en pruebas difieren dependiendo de la reserva. El cuarzo pulido normalmente usado en reservas de piedra arenisca y la calcita pulida pueda dar reservas de piedra caliza sin embargo la selenita y siderita pueden ser usadas en lugar de calcita. MIDIENDO LA DIMENSIÓN DE GOTA Y EL ÁNGULO DE CONTACTO Equipo. 57. una pequeña celda rectangular de vidrio se usa teniendo dos terminaciones despejadas en lados opuestos, una tapa de vidrio y dos pequeños soportes para la placa de mineral pulido. Se usa como soporte, teflón u otro material inerte (vea fig. 4). Para mediciones en condiciones de reserva, un aparato especial de vidrio-teflón para medir ángulos de contacto es descrito por Leach, Et al.2O. Un aparato modificado para permitir la medición de ángulos de contacto a temperaturas de reserva usando petróleos crudos desgacificados y salmueras ha sido desarrollado por Treiber, et al. 21. Procedimientos. 58. Como un ejemplo considere la medición del ángulo de contacto de una pequeña Gota de petróleo en una placa mineral inmersa en agua como se indica. a. posiciona la placa mineral en sus soportes en una celda completamente limpia. b. llenan la celda con agua hasta que el mineral esté inmerso. Permita que la celda repose por al menos 36 horas. c. usando una jeringa hipodérmica coloque una O más pequeñas gotas de petróleo en el envés del mineral de tal manera que cada gota pueda ser vista a través de ambos lados transparentes de la celda. Como una alternativa, si el petróleo usado en la prueba es un petróleo transparente, entonces la celda puede ser llenada con petróleo y una pequeña gota de agua colocada encima del mineral. d. mida las dimensiones de gota requeridas con un catetómetro o tome una fotografía de la gota. Se puede usar un goniómetro para medir el ángulo de contacto a través de la fase de agua entre las interfaces sólida y petróleo-agua. Las dimensiones de gota requerida para la tensión interfacial y para el cálculo del ángulo de contacto, son descritas en los párrafos 49 y 53. Las mediciones periódicas indicarán cuando las condiciones de equilibrio sean alcanzadas. Normalmente los petróleos refinados y salmueras consiguen su equilibrio en 24 horas; algunos sistemas requieren 600 horas o más para alcanzar su equilibrio. 59. los procesos que se indican en el párrafo 58 pueden ser fácilmente adaptados a agentes de prueba diseñados para elterar la humectabilidad o las tensiones

interfaciales. Estos agentes deben ser introducidos en la fase apropiada y sus ángulos resultantes deben ser medidos. Prueba visual de humectabilidad 60. este método provee un procedimiento simple y rápido para determinar cualitativamente las tendencias de humedad de las soluciones de agente tensioactivo. Si las tendencias de humedad por agua o humedad por aceite son grandes, pueden ser fácilmente distinguidas. Los grados intermedios de humedad no son fácilmente caracterizados. Para mediciones cuantitativas use los métodos de gota sésil o de ángulo de contacto descritos en los párrafos 53, 57 y 58. Equipo y materiales 61. los siguientes equipos y materiales deben ser usados para pruebas visuales de humectabilidad: a. botellas de boca ancha de 4 onzas o vasos de precipitados de 50 ml. b. kerosina y/o petróleos crudos (filtre la kerosina como se describe en el párrafo 25). c. fluido de prueba acuoso (agua, salmuera o ácido). d. limpie la arena y/o las partículas de piedra caliza, malla 40-60. Procedimiento Petróleo soluble o agentes tensioactivos dispersables. 62. coloque 50 ml de petróleo que contenga el agente tensioactivo y la concentración deseada (usualmente 1% o menos para su uso en estimulación de pozos) en una botella y añada 10 cm3 de arena de prueba. Después de 30 minutos, vacíe lentamente 50 ml de agua en la botella, asegurándose de prevenir la mezcla excesiva y la emulsificación. 63. Observe la dispersabilidad relativa de las partículas o su tendencia a formar grupos en tanto la fase acuosa como la de petróleo levantando una pequeña cantidad de arena con una semimicro espátula de cuchara dentro de la fase acuosa y permitiéndole caer de nuevo en el agua. Los agentes tensioactivos solubles o dispersables en agua. 64. coloque 50 ml de una solución de agua que contenga el agente tensioactivo a la concentración deseada en una botella y añada 10cm3 de arena de prueba. Después de 30 minutos decante la solución dentro de otra botella y añada cuidadosamente 50ml de petróleo encima de la solución. Tamice la arena tratada lentamente en la botella permitiéndole caer a través del petróleo y el agua. Observe la dispercibilidad relativa o la tendencia a formar grupos como se describe en el párrafo 63. Soluciones ácidas 65. ponga 50ml de ácido que contenga agente tensioactivo y/o inhibidor de corroción para ser analizado en una botella y añada 10cm3 de arena. Proceda como se describe en el párrafo 64. 66. observe la apariencia de los grumos de arena en ácido, decante ácido, y enjuague la arena con salmuera de nacimiento o sintética. Cubra la arena con 50 ml de salmuera. Y 50ml de petróleo. De nuevo observe la condición de los granos de arena. Interpretación de las observaciones 67. los fundamentos para la interpretación de las observaciones de humedificación son similares a aquellos que se usaron para determinación del tipo de emulsión por dilución. Las fases de emulsión interna de petróleo y externa de agua se dispersan en agua; las fases de emulsión interna de agua y externa de petróleo se dispersan en petróleo. Las partículas que están completamente humedecidas por agua, se dispersan fácilmente en una fase acuosa, pero se aglomera o agrupa en una fase oleosa. Las partículas que están completamente húmedas con petróleo se comportan de manera opuesta. Ya que la humectabilidad existe en diferentes grado, entre los

extremos de ser completamente humedad por agua o humedad por petróleo, las observaciones de los sistemas intermediarios difíciles de distinguir y de escribir. 68. otros factores deben ser considerados además de la dispersión o la aglomeración. Por ejemplo cuando se usa un crudo de color oscuro, la arena humedecida con petróleo debe aproximarse al color del crudo. Si un petróleo crudo tiende a formar una emulsión espontáneamente al contacto con una solución acuosa tensioactiva, la arena podría tener la misma apariencia que si hubiese sido humedecido con petróleo. Se puede usar un microscopio para detectar la emulsión en algunos casos.