WO2022203492A1 - Formulación ácida a base de surfactantes y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio y dolomía para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera - Google Patents
Formulación ácida a base de surfactantes y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio y dolomía para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera Download PDFInfo
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- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Definitions
- the object of the present invention is to provide an acid formulation based on surfactants and its use as a dissolving agent for calcium carbonate and dolomite to prevent scale formation in the oil industry, which is used in stimulation work in formations with presence of these materials, and its secondary function is to eliminate the smear produced by seawater-based drilling fluids that contain high concentrations of organic or synthetic polymers in oil fields.
- the present invention has been developed, which is based on the use of surfactants to significantly reduce the viscosity of the fluid residues and oxidizing agents that ensure the degradation of the polymer, with the aim to restore reservoir permeability by reducing or eliminating formation damage. In this way, eliminating the solids ensures a correct fracturing treatment or acid stimulation.
- US2013281329A1 refers to a process to treat an underground formation in which it is introduced into the formation a fluid containing an ammonium salt of glutamic acid, N,N-diacetic acid (GLDA) and/or methylglycine N,N-diacetic acid (MGDA).
- the treatment is intended to achieve increased permeability, removal of small particles, and removal of inorganic scale, and thus to allow increased recovery/production of oil and/or gas from the formation. At the same time, it can facilitate cleaning and descaling of the well and production equipment. It can be widely applied for any operation, even for one taking place in open water, since ammonium GLDA and/or MGDA do not present any threatening toxicity or environmental risk due to their biodegradability in seawater solutions.
- US2019225876A1 describes a series of methods for treating underground wells with carbonate formations.
- Said methods comprise preparing a fluid composed of an aqueous solution of a polymer that reacts with a multivalent cation, a solution comprising a fatty acid and an ethanolamine, an aqueous acidic solution of one or more compounds whose calcium salts are insoluble, or a aqueous solution comprising urea or alkane derivatives thereof or both and polyvinylpyrrolidone (PVP).
- PVP polyvinylpyrrolidone
- the fluid is allowed to react with the formation of carbonate, thus depositing a film on the formation surface or part of the formation surface.
- An acid solution is then placed in the well so that the acid contacts the carbonate formation at a pressure lower than the fracture pressure. The placement of fluid and acid can be repeated until the desired amount of stimulation is achieved.
- Methods of treating an underground formation may comprise: providing a treatment fluid comprising a carrier fluid and an ortho-dihydroxylated aromatic compound comprising a substance selected from the group of carminic acid, kermesic acid, any salt thereof, any derivative of the same and any combination thereof; and introducing the treatment fluid into an underground formation.
- isokermesic acid and the desmethyl analogs of carminic acid, kermesic acid and isokermesic acid may also be useful in suppressing the formation of silica scale and other types of precipitates, thanks to their anthroquinone nucleus, which it confers both metal complexing functionality and ortho-dihydroxybenzene functionality.
- These types of compounds can be used to suppress both silica scale and metal-containing precipitates, including metallic scale such as aluminum scale, calcium scale, barium scale, or strontium scale.
- CN106867490A refers to a blocker chelate remover for complicated scale deposit layers, and its preparation method.
- This remover is prepared from 5-20% chelating agent, 0.5-1% scale inhibitor, 1-5% activator, 0.5-2% penetrant, and the balance distilled water.
- CN106281279A refers to a degradable cleaner that removes blockages and its preparation method.
- the preparation method includes 21-28 parts of phytic acid, 5-8 parts of tartaric acid, 4-7 parts of lactic acid, 8-11 parts of gluconic acid, 2-6 parts of alginic acid, 2-10 parts of fatty peptide active agent, 0.5-4 parts of biofouling inhibitor, 0.05-10 parts of enzymes, 1-7 parts of potassium acetate, 2-5 parts of VC, 0.5-2 parts of sugar, 0.1-3 parts of ethanol and 8 - 53.85 parts of water, which are stirred for 20 to 30 minutes at normal temperature, and after the materials are dissolved to be uniform, the blockage remover degradable cleaner is obtained.
- the product is Free of pungent odor, it is harmless to human skin and the environment.
- Figure 1 Shows photographs of the evaluation of the stability of the invention carried out at room temperature (25 °C) for a period of 7 days of testing.
- Figure 2 Shows photographs of the evaluation of the stability of the invention carried out at a temperature of 90 °C, for 15, 30, 45 and 60 minutes in a thermal bath and static conditions
- Figure 3 Shows a series of photographs detailing the compatibility of the present invention and water-based fluids, where a) 50% invention and 50% BAMIL BH, b) 50% invention and 50% BAMUL WTF, c) 50 % invention and 50% MOS W, d) 50% invention and 50% SP Brecha, f) 50% invention and 50% Well Drill and g) 50% invention and 50% CHS-LDSW.
- Figure 5 Shows photographs with the results of the compatibility tests of the present invention with crude oils, where the contamination of the same is observed.
- Figure 6 Shows photographs showing the compatibility of the invention with oils recovered from wells a) Ku-42, b) Maloob-432, c) Zaap-28, d) Ixtal-45, e) May 1DL and f) Cantarell-3059H, after 4 hours of testing at 90°C, filtered through 100 mesh.
- Figure 7. Shows a photograph with the mixture of the MOS W fluid recovered in the Ku-1288 well and the present invention, filtered through a No. 100 mesh after 4 hours at 90 °C.
- Figure 8. Shows a photograph with the mixture of the invention and oil recovered in well Ku-22D, filtered through mesh No. 100 after 4 hours at 90 °C.
- Figure 9 Shows a photograph with the mixture of the present invention and the MOS W fluid recovered in well Ku-1288 and oil recovered in well Ku-22D, filtered through No. 100 mesh after 4 hours at 90 °C.
- Figure 10 Shows a photograph with the mixture of 33% MOS W, 33% Ku-22D oil and 33% invention, filtered through No. 100 mesh after 4 hours at 90 °C.
- Figure 11 Shows a photograph of reactive grade Calcium carbonate, before coming into contact with the invention, tested at 15, 30, 45 and 60 min at 90 °C.
- Figure 12 Shows a photograph of the reaction of reactive grade Calcium Carbonate, upon contact with the invention, tested at 15, 30, 45 and 60 minutes at 90 °C.
- Figure 13 Shows a photograph of the Zaap 115 well cuttings before coming into contact with the invention, test at 15, 30, 45 and 60 minutes at 90 °C.
- Photograph 14 Reaction of Zaap 115 well cuttings, upon contact with the invention, test at 15, 30, 45 and
- Figure 15 Shows a photograph of the fouling of the Cantarell-2177 well before coming into contact with the invention, test at 15, 30, 45 and 60 minutes at 90 °C.
- Figure 16 Shows a photograph of the Cantarell-2177 pit fouling reaction, upon contact with the invention, tested at 15, 30, 45 and 60 min at 90 °C.
- Figure 17 Shows a photograph of the insoluble solid residues of calcium carbonate at 90°C with times of contact of a) 15 min, b) 30 min, c) 45 min, d) 60 min; and Zaap-115 cuttings at 90 °C e) 15 min, f) 30 min, g) 45 min, h) 60 min and Cantarell-2177 cuttings at 90 °C i) 15 min, j) 30 min, k) 45 min and 1) 60 min, after solubility test with the present invention.
- Figure 18 shows a solubility plot of the present invention with carbonates, trimmings and scale.
- Figure 19 Shows the dehydrated polymers of the MOS W, SP BRECHA, BAMIL BH and BAMUL WTF fluids, before coming into contact with the present invention, for the solubility test at 60 min and 90 °C.
- Figure 20 Shows the dehydrated polymers of the fluids MOS W, SP BRECHA, BAMIL BH and BAMUL WTF, after coming into contact with the present invention.
- Figure 21 Shows insoluble solid residues of dehydrated polymers from fluids a) MOS W, b) SP BRECHA, c) BAMIL BH and d) BAMUL WTF, after solubility test with the present invention, with contact time from 60 minutes to 90°C
- Figure 22 Shows a bar graph with the solubility of the present invention with dehydrated polymers.
- the invention comprises an acid formulation based on surfactants and its use as a dissolving agent for calcium carbonate and dolomite to prevent scale formation in the oil industry.
- the formulation comprises 15 to 40% of a synthetic acid, 5 to 15% of an oxidizing agent, 2 to 5% of a mutual solvent, 1 to 3% of an additive dispersant, and 0.15 to 0.50 of an additive.
- non-emulsifying surfactant 1 to 4% of a chemical surfactant, 0.5 to 1% of an inhibitor of corrosion, 2 to 3% anti-sludge agent and water to 100% v/v; wherein the oxidizing agent is a sodium salt, the mutual solvent is butyl cellosolve, the additive dispersant is 2-propanol, the non-emulsifying surfactant is butyl ether, the chemical surfactant is alkylbenzene sulfonate, the corrosion inhibitor is Chloride of quaternary ammonium and the anti-sludge agent is alkylbenzenesulfonic acid, as shown in table 1, while table 2 details its physical and chemical characteristics:
- the function of the present formulation is that it is equivalent to HC112%, due to its composition and type of acid it has the following advantages: less problem of asphalt sludge formation when in contact with oil samples in a range from 8 to 45°API; the corrosion rate is lower than that of a conventional acid system on grade metals: TRC 95, P 110, Q 60, it should be noted that it is not designed for use in BEC operations.
- the present invention includes surfactants that promote little emulsifying tendency when they come into contact with the crude oil of the formation, their main function being to remove calcium carbonate (CaCOs) and dolomite CaMg (C0 3) 2 , however and subject to Compatibility tests can remove high concentrations of polymers propitiated by seawater-based drilling and completion fluids.
- the stability test which is also called the solubility and/or dispersibility of additives, allows us to ensure that all the additives included in a mixture of an acid, solvent or water-based system are compatible and do not present precipitation or separation of additives. This is a qualitative test that consists of visually monitoring for a certain time whether or not there is compatibility between the additives. In the stability test of foamed systems, the time it takes for the bubbles to break until they are completely drained is evaluated. This test can be carried out at room temperature and at the temperature of a thermal bath.
- test tube 4.Let the test tube stand with the formulation under static conditions at room temperature.
- the compatibility tests between the formation fluids and the proposed stimulation systems are carried out in a 1:1 contamination ratio at 90 °C temperature conditions in a constant temperature curing tub, monitoring the time of rupture or separation of phases which must be 100% of the emulsion generated at the beginning of the test, in a time not exceeding 30 minutes. Subsequently, the acid/crude oil mixtures are left for four hours at the aforementioned temperature and at the end of this time they are filtered through a No 100 mesh to verify whether or not there is compatibility between the stimulation fluids and the recovered crude oil. This test guarantees the success of acid stimulations in oil reservoirs.
- Compatibility test procedure a) Prepare the formulation. b) Mix in graduated glass bottles, different concentrations (90/10, 80/20, 70/30, 60/40 and 50/50), the BAMIL fluid sample with a sample of the formulation object of the present invention. c) Mix the samples of crude oil and formulation in graduated glass bottles, ratio one to one (50/50). d) Shake the mixture vigorously for 30 seconds. Place them in the thermal bath at 90 °C. e) Verify the breaking (separation) of the mixture, during the time periods of 5, 10, 15, 20 and 30 minutes (only applies to heterogeneous mixtures), record time and characteristics of the phases. f) Subsequently, leave the flasks in the thermal bath until completing 4 hours of testing.
- EXAMPLE 3 EVALUATION OF THE SOLUBILITY OF THE FORMULATION AND SAMPLES OF DEHYDRATED POLYMERS OBTAINED FROM BAMIL DRILLING FLUIDS
- Solubility tests were carried out with the invention and samples of dehydrated polymers obtained from BAMIL drilling fluids, in the same way it includes the evaluation with polymers contaminated with crude oil to simulate conditions inside the well. Solubility test
- the solubility test determines the ability of a treatment to dissolve a sample of solid material (cuttings, cores, channel samples, polymers) typically recovered from a well. This test is performed by evaluating the loss of solid mass at a given reaction time with respect to the initial mass of the sample. It is important to mention that, if the sample is impregnated with crude oil or organic material, this prevents the reaction of the acid against the sample. For this reason, it must be cleaned beforehand by applying a solvent system. Subsequently, the sample is filtered, dried and ground to pass through an 80 mesh sieve. Then the amount of sample to be analyzed is weighed and immersed in the test treatment for a specific time and temperature. Finally, the remaining sample is filtered, dried, cooled and weighed. To finally calculate the percentage of solubility.
- the dehydration of water-based polymeric fluids is carried out in order to obtain polymeric remains, typical of the drilling fluid additives by means of heating and agitation; Once the polymers are dehydrated, the effectiveness of the polymer removal system is evaluated by carrying out a degradation test with a solubility procedure. These polymers can be contaminated with crude oils to simulate post-drilling well conditions.
- Table 4 details the results of the cuttings and carbonates solubility tests with the present invention. Table 4. Solubility of cuttings and carbonates with the present invention.
- Figures 19 and 20 show the solubility of the dehydrated polymers with the present invention.
- Table 5 details the results on the solubility of dehydrated polymers with the present invention.
- Table 5 Solubility of polymers dehydrated with the present invention.
- solubility tests were carried out with a sample of Calcium Carbonate grade reagent, cuttings from the Zaap-115 well and scale from the Cantarell-2177 well in contact with the formulation object of the present invention, observing that high concentrations of carbonates and cuttings with 96% are removed from the first 15 minutes and up to a 99% after 60 min of test.
- Solubility tests were carried out with samples of dehydrated polymers from the fluids MOS W, SP BRECHA, BAMIL BH and BAMUL WTF in contact with the formulation object of the present invention, observing that high concentrations of dehydrated polymers above 98% are removed after After the 60 min test has elapsed.
- the present invention effectively dissolves the polymers present in BAMIL fluids at 60 min of testing; In the same way, it solubilizes the carbonates present in the cuts and inlays with a percentage of 96% from the first 15 min of the test.
- the invention can be used to clean BAMIL fluids and stimulate wells where drilling has been carried out with BAMIL fluids without any inconvenience.
- the formulation object of the present invention is stable, is compatible with various crude oils and provides high percentages of solubility of carbonates and dehydrated polymers, the evaluation of the product in the various tests carried out shows satisfactory results, therefore, it can be used without any inconvenient for operational purposes at the field level.
- EXAMPLE 4. CORROSION ASSESSMENT
Landscapes
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Abstract
La presente invención provee una formulación ácida a base de surfactantes y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio y dolomía para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera, el cual se utiliza en trabajos de estimulaciones en formaciones de carbonato de calcio y dolomía, y tiene como función secundaria eliminar el enjarre producido por los fluidos de perforación base agua de mar que contienen altas concentraciones de polímeros orgánicos o sintéticos en yacimientos petroleros.
Description
FORMULACION ACIDA A BASE DE SURFACTANTES Y SU USO COMO AGENTE DISOLVENTE DE CARBONATO DE CALCIO Y DOLOMÍA PARA PREVENIR LA FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES EN LA INDUSTRIA
PETROLERA
DESCRIPCION
OBJETO DE LA INVENCION
El objeto de la presente invención es proveer una formulación ácida a base de surfactantes y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio y dolomía para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera, el cual se utiliza en trabajos de estimulaciones en formaciones con presencia de estos materiales, y tiene como función secundaria eliminar el enjarre producido por los fluidos de perforación base agua de mar que contienen altas concentraciones de polímeros orgánicos o sintéticos en yacimientos petroleros. ANTECEDENTES
La perforación actual en campos de la región marina, Golfo de México, requiere de la aplicación de fluidos de perforación Base Agua de Mar Inhibidores de Lutita "BAMIL", los cuales han traído una gran cantidad de beneficios, incluyendo agilización de logística de materiales, reducción de costos y continuidad operativa durante las perforaciones debido a la rápida generación dichos fluidos, que comúnmente son aditivos líquidos poliméricos del tipo orgánico o sintéticos.
Durante la perforación de estos campos se han encontrado zonas de pérdida total y parcial de circulación, por lo tanto, estos fluidos poliméricos entran fácilmente a la
formación pudiendo provocar daños severos a la conductividad del yacimiento y restringiendo la producción esperada. Esto hace importante la identificación, evaluación e implementación de tecnologías que sirvan para eliminar enjarres formados dentro del pozo y degradar polímeros incluidos en la formulación de los fluidos de perforación base agua.
En la necesidad de nuevos materiales que satisfagan la problemática actual, se ha desarrollado la presente invención, que se basa en la utilización de surfactantes para reducir significativamente la viscosidad de los restos de fluido y agentes oxidantes que aseguran la degradación del polímero, con el objeto de restablecer la permeabilidad de los yacimientos al reducir o eliminar daño a la formación. De esta manera, eliminando los sólidos se asegura un correcto tratamiento de fracturación o estimulación ácida.
Dentro del estado del arte previo, en materia de invenciones, en lo que respecta al tratamiento de formaciones subterráneas, se encuentra el documento de número US2013281329A1, el cuál se refiere a un proceso para tratar una formación subterránea en el que se introduce en la formación un fluido que contiene una sal de amonio de ácido glutámico, ácido N, N-diacético (GLDA) y/o ácido metilglicina N, N-diacético (MGDA). El tratamiento pretende lograr una mayor permeabilidad, la eliminación de partículas pequeñas y la eliminación de incrustaciones inorgánicas, y asi mejorar permitir un aumento de la recuperación/producción de petróleo y/o gas de la formación. Al mismo tiempo, puede facilitar la limpieza y descalcificación del pozo y del equipo de producción. Se puede aplicar ampliamente para cualquier operación, incluso
para una que tenga lugar en aguas abiertas, ya que el GLDA de amonio y/o MGDA no presentan ninguna toxicidad amenazante o riesgo ambiental debido a su biodegradabilidad en soluciones de agua de mar.
Asimismo, se encuentra el documento de número US2019225876A1, mismo que describe una serie de métodos para tratar pozos subterráneos con formaciones de carbonato. Dichos métodos comprenden preparar un fluido compuesto por una solución acuosa de un polímero que reacciona con un catión multivalente, una solución que comprende un ácido graso y una etanolamina, una solución ácida acuosa de uno o más compuestos cuyas sales de calcio son insolubles, o una solución acuosa que comprende urea o derivados de alcano de la misma o ambos y polivinilpirrolidona (PVP). El fluido se coloca en el pozo de manera que la solución entre en contacto con la formación de carbonato a una presión menor que la presión de fractura. Se deja que el fluido reaccione con la formación de carbonato, depositando asi una película sobre la superficie de formación o parte de la superficie de formación. Luego se coloca una solución ácida en el pozo de manera que el ácido entre en contacto con la formación de carbonato a una presión más baja que la presión de fractura. La colocación del liquido y el ácido puede repetirse hasta que se logre la cantidad deseada de estimulación.
Por otra parte, se encuentra el documento de número MX2018000736A, el cual se refiere a una formulación de fluidos de tratamiento que contiene ácido carminico y compuestos relacionados, asi como sus métodos de aplicación como aditivos de control de incrustaciones de sílice en procesos de disolución en una formación subterránea que contenga material silíceo. El ácido carminico y los compuestos relacionados se pueden utilizar para realizar
funciones similares de forma doble en diversas operaciones de tratamiento subterráneo. Los métodos para tratar una formación subterránea pueden comprender: proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un fluido portador y un compuesto aromático orto-dihidroxilado que comprende una sustancia seleccionada del grupo de ácido carminico, ácido kermésico, cualquier sal de los mismos, cualquier derivado de los mismos y cualquier combinación del mismo; e introducir el fluido de tratamiento en una formación subterránea. Los compuestos relacionados, como el ácido isokermésico y los análogos desmetil del ácido carminico, el ácido kermésico y el ácido isokermésico también pueden ser útiles para suprimir la formación de incrustaciones de sílice y otros tipos de precipitados, gracias a su núcleo de antroquinona, que les confiere tanto la funcionalidad de acomplejamiento de metales y la funcionalidad orto-dihidroxibenceno. Estos tipos de compuestos se pueden utilizar para suprimir tanto las incrustaciones de sílice como los precipitados que contienen metales, incluidas las incrustaciones metálicas como las incrustaciones de aluminio, las de calcio, las de bario o escamas de estroncio.
También se encuentra el documento con número CN106867490A, el cual se refiere a un eliminador de quelatos bloqueadores para capas de depósito de incrustaciones complicadas, y su método de preparación. Este eliminador se prepara a partir de 5-20% de un agente quelante, 0.5-1% de un inhibidor de incrustaciones, 1-5% de un activador, 0.5- 2% de un penetrante y el resto de agua destilada. Puede eliminar la mayoría de los bloqueos complejos formados por incrustaciones inorgánicas complejas, como incrustaciones de carbonato y de sulfatos, e incrustaciones orgánicas en las inmediaciones de las zonas del pozo con depósitos de petróleo
incrustados, puede inhibir el crecimiento de las incrustaciones y tiene acción prolongada. Se utiliza principalmente para eliminar bloqueos de incrustaciones complejas como carbonato de calcio, sulfato de calcio, incrustaciones de sulfato de bario-estroncio y sulfuro de hierro; los bloqueos de incrustaciones se eliminan mediante dispersión saturada, solubilización quelante y distorsión del núcleo cristalino; el eliminador puede usarse para dragar canales de filtración de pozos y estratos, reduciendo la resistencia al flujo de agua, gas y petróleo, aumentando el rendimiento del pozo de gas y petróleo y reduciendo la presión de inyección requerida; además, tiene ciertas propiedades de inhibición de la corrosión y de disolución.
Además se encuentra el documento con número CN106281279A, que se refiere a un limpiador degradable eliminador de bloqueos y su método de preparación. Donde el método de preparación incluye 21-28 partes de ácido fitico, 5-8 partes de ácido tartárico, 4-7 partes de ácido láctico, 8-11 partes de ácido glucónico, 2-6 partes de ácido alginico, 2-10 partes de agente activo péptido graso, 0.5-4 partes de inhibidor de incrustaciones biológicas, 0.05-10 partes de enzimas, 1-7 partes de acetato de potasio, 2-5 partes de VC, 0.5-2 partes de azúcar, 0.1-3 partes de etanol y 8 - 53.85 partes de agua, que se agitan durante 20 a 30 minutos a temperatura normal, y después de que los materiales se disuelven para que sean uniformes, se obtiene el limpiador degradable eliminador de bloqueos. Mismo que puede eliminar las incrustaciones inorgánicas como el carbonato de calcio, silicio y hierro, la velocidad de acidificación es baja, el desbloqueo es efectivo a profundidad, el efecto de reacción es uniforme, el marco de depósito de petróleo no es dañado, y el depósito de petróleo está protegido. El producto es
libre de olor penetrante, es inofensivo para la piel humana y el medio ambiente.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
Figura 1. Muestra fotografías de la evaluación de la estabilidad de la invención realizado a temperatura ambiente (25 °C) por tiempo de 7 dias de prueba.
Figura 2. Muestra fotografías de la evaluación de la estabilidad de la invención realizado a temperatura de 90 °C, por 15, 30, 45 y 60 minutos en baño térmico y condiciones estáticas
Figura 3. Muestra una serie de fotografías en donde se detalla la compatibilidad de la presente invención y fluidos base agua, en donde a) 50% invención y 50% BAMIL BH, b) 50% invención y 50% BAMUL WTF, c) 50% invención y 50% MOS W, d) 50% invención y 50% SP Brecha, f) 50% invención y 50% Well Drill y g) 50% invención y 50% CHS-LDSW.
Figura 4. Compatibilidad de la invención con fluidos base agua a) BAMIL BH, b) BAMUL WTF, c) MOS W, d) SP BRECHA, e) WELL DRILL y f) CHS-LDSW, después de 4 horas de prueba a 90°C, filtrados por malla 100.
Figura 5. Muestra fotografías con los resultados de las pruebas de compatibilidad de la presente invención con aceites crudos, en donde se observa la contaminación de la misma. Donde a) 50% invención y 50% Ku-42, b) 50% invención y 50% Maloob 432, c) 50% invención y 50% Zaap 28, d) 50% invención y 50% May 1DL, e) 50% invención y 50% Cantarell- 3059H y f) 50% invención y 50% Ixtal-45.
Figura 6. Muestra fotografías en donde se aprecia la compatibilidad de la invención con aceites recuperados de los pozos a) Ku-42, b) Maloob-432, c) Zaap-28, d) Ixtal-45, e) May 1DL y f) Cantarell-3059H, después de 4 horas de prueba a 90°C, filtrados por malla 100.
Figura 7. Muestra una fotografía con la mezcla del fluido MOS W recuperado en pozo Ku-1288 y la presente invención, filtrado por malla No. 100 después de 4 horas a 90 °C. Figura 8. Muestra una fotografía con la mezcla de la invención y aceite recuperado en pozo Ku-22D, filtrado por malla No. 100 después de 4 horas a 90 °C.
Figura 9.Muestra una fotografía con la mezcla de la presente invención y el fluido MOS W recuperado en pozo Ku-1288 y aceite recuperado en pozo Ku-22D, filtrado por malla No. 100 después de 4 horas a 90 °C.
Figura 10. Muestra una fotografía con la mezcla de 33% MOS W, 33% aceite Ku-22D y 33% invención, filtrado por malla No. 100 después de 4 horas a 90 °C.
Figura 11. Muestra una fotografía del carbonato de Calcio grado reactivo, antes de entrar en contacto con la invención, prueba a 15, 30, 45 y 60 min a 90 °C.
Figura 12.Muestra una fotografía de la reacción de Carbonato de Calcio grado reactivo, al entrar en contacto con la invención, prueba a 15, 30, 45 y 60 minutos a 90 °C.
Figura 13. Muestra una fotografía de los recortes del pozo Zaap 115 antes de entrar en contacto con la invención, prueba a 15, 30, 45 y 60 minutos a 90 °C.
Fotografía 14. Reacción de recortes del pozo Zaap 115, al entrar en contacto con la invención, prueba a 15, 30, 45 y
60 minutos a 90 °C.
Figura 15. Muestra una fotografía de las incrustaciones del pozo Cantarell-2177 antes de entrar en contacto con la invención, prueba a 15, 30, 45 y 60 minutos a 90 °C.
Figura 16. Muestra una fotografía de la reacción de incrustación pozo Cantarell-2177, al entrar en contacto con la invención, prueba a 15, 30, 45 y 60 min 90 °C.
Figura 17. Muestra una fotografía de los residuos sólidos insolubles de carbonato de calcio a 90°C con tiempos de
contacto de a) 15 min, b) 30 min, c) 45 min, d) 60 min; y recortes Zaap-115 a 90 °C e) 15 min, f) 30 min, g) 45 min, h) 60 min y recortes Cantarell-2177 a 90 °C i) 15 min, j) 30 min, k) 45 min y 1) 60 min, después de prueba de solubilidad con la presente invención.
Figura 18. Muestra una gráfica de solubilidad de la presente invención con carbonatos, recortes e incrustaciones.
Figura 19.Muestra los polímeros deshidratados de los fluidos MOS W, SP BRECHA, BAMIL BH y BAMUL WTF, antes de entrar en contacto con la presente invención, para prueba de solubilidad a 60 min y 90 °C.
Figura 20.Muestra los polímeros deshidratados de los fluidos MOS W, SP BRECHA, BAMIL BH y BAMUL WTF, después de entrar en contacto con la presente invención.
Figura 21. Muestra residuos sólidos insolubles de polímeros deshidratados de los fluidos a) MOS W, b) SP BRECHA, c) BAMIL BH y d) BAMUL WTF, después de prueba de solubilidad con la presente invención, con tiempo de contacto de 60 minutos a 90 °C.
La figura 22. Muestra una gráfica de barras con la solubilidad de la presente invención con polímeros deshidratados.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
La invención comprende una formulación ácida a base de surfactantes y su uso como agente disolvente de carbonato de calcio y dolomía para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera.
La formulación comprende de 15 a 40% de un ácido sintético, de 5 a 15 % de un agente oxidante, de 2 a 5% de un solvente mutual, de 1 a 3% de un dispersante de aditivos y de 0.15 a 0.50 de un surfactante no emulsificante, de 1 a 4% de un surfactante químico, de 0.5 a 1% de un inhibidor de
corrosión, de 2 a 3% de un agente anti-lodo (antisludge) y agua hasta completar un 100% v/v; en donde el agente oxidante es una sal de sodio, el solvente mutual es butil cellosolve, el dispersante de aditivos es 2-propanol, el surfactante no emulsificante es éter butilico, el surfactante químico es sulfonato de alquilbenceno, el inhibidor de la corrosión es Cloruro de amonio cuaternario y el agente anti-lodo es ácido alquilbencensulfonico, como se muestra en la tabla 1, mientras que en la tabla 2 se detallan sus características físicas y químicas:
Tabla 1. Composición de la formulación objeto de la presente invención.
Tabla 2. Características físicas y químicas de la presente invención.
Cabe destacar que la coloración del sistema no es un valor estándar, puede variar dependiendo de la concentración ácida, concentración y tipo de inhibidor de corrosión utilizado en la formulación u otros aditivos.
La función de la presente formulación es que es equivalente a un HC112%, por su composición y tipo de ácido tiene como ventajas: una menor problemática de formación de lodillo asfáltico al estar en contacto con muestras de aceites en un rango de 8 a 45 °API; el indice de corrosión es menor al de un sistema ácido convencional sobre metales de grados: TRC 95, P 110, Q 60, cabe destacar que no diseñado para utilizar en operaciones de BEC. Además, la presente invención comprende surfactantes que propician poca tendencia emulsiva al entrar en contacto con el aceite crudo de la formación, siendo su principal función la de remover carbonato de calcio (CaCOs) y dolomia CaMg (C03)2 sin embargo y sujeto a pruebas de compatibilidad puede llegar a remover altas concentraciones de polimeros propiciados por los fluidos de perforación y terminación base agua de mar.
Entre sus ventajas se encuentran:
• Un alto porcentaje en la solubilidad de carbonatos y dolomía.
• Remueve y degrada altas concentraciones de polímeros.
• Bajo indice de corrosión.
• Compatible con todo tipo de aceites livianos a extrapesados.
• Sistema estable y homogéneo.
• Rango de uso por temperatura de 100 °C a 175 °C.
• Sistema de baja peligrosidad.
EJEMPLO 1. EVALUACIÓN DE LA ESTABILIDAD DE LA FORMULACIÓN
En seguida se detallan los resultados de la evaluación de la estabilidad de la presente invención a temperatura ambiente y 90 °C, para garantizar que los aditivos se mantienen en solución, aunque el sistema haya sido expuesto a altas temperaturas.
Prueba de estabilidad
La prueba de estabilidad la cual también recibe el nombre de solubilidad y/o dispersabilidad de aditivos, permite asegurarnos de que todos los aditivos incluidos en una mezcla de sistema ácido, solvente o sistema base agua sean compatibles y no presentan precipitación o separación de aditivos. Esta es una prueba cualitativa que consiste en monitorear de manera visual por un tiempo determinado si existe o no compatibilidad entre los aditivos. En la prueba de estabilidad de los sistemas espumados se evalúa el tiempo que tardan las burbujas en romperse hasta drenarse por completo, esta prueba se puede realizar a temperatura ambiente y a temperatura de baño térmico.
Procedimiento de la prueba de estabilidad a temperatura ambiente
1.Preparar la formulación objeto de la invención.
2. Trasvasar 100 mi de la formulación a una probeta de vidrio
3 .Etiquetar probeta de prueba
4.Dejar reposar probeta con con la formulación en condiciones estáticas a temperatura ambiente.
5. Monitorear por tiempo deseado la probeta de prueba. En este punto se deben anotar observaciones referentes a
la apariencia del sistema como cambios de color, si existe o no separación de aditivos o fases y precipitación de sólidos. Asi como a partir de que tiempo suceden esos cambios.
6.Emitir resultados como "sistema estable" o "sistema no estable".
Procedimiento de la prueba de estabilidad a temperatura de baño térmico
1.Preparar la formulación objeto de la presente invención.
2.Trasvasar 100 mi de la formulación a frasco Wheaton
3.Etiquetar frasco de prueba
4.Dejar reposar frasco con la formulación en condiciones estáticas a temperatura de 90°C.
5.Monitorear por 1 hora el frasco de prueba. En este punto se deben anotar observaciones referentes a la apariencia del sistema como cambios de color, si existe o no separación de aditivos o fases y precipitación de sólidos. Asi como a partir de que tiempo suceden esos cambios.
6.Emitir resultados como "sistema estable" o "sistema no estable".
Los resultados de la prueba de estabilidad fueron satisfactorias al no haber separación o precipitación de aditivos en el sistema durante 7 dias a temperatura de 25° C y 1 hora a 90° C, siendo estable y homogénea, como se muestra en la figura 1 y figura 2.
EJEMPLO 2. EVALUACIÓN DE COMPATIBILIDAD DE LA FORMULACIÓN
CON MUESTRAS DE ACEITE CRUDO
Se realizaron pruebas de compatibilidad con muestras de aceite crudo recuperadas de diferentes campos del área marina, Golfo de México.
Las pruebas de compatibilidad entre los fluidos de la formación y los sistemas de estimulación propuestos se realizan en relación contaminación 1:1 a las condiciones de temperatura de 90 °C en una tina de curado a temperatura constante, monitoreando el tiempo de rompimiento o separación de fases la cual debe ser de 100% de la emulsión generada al inicio de la prueba, en un tiempo no mayor a los 30 minutos. Posteriormente se dejan las mezclas ácidos/aceite crudo durante cuatro horas a la temperatura antes mencionada y al finalizar este tiempo se filtran sobre una malla No 100 para verificar si existe o no compatibilidad entre los fluidos de estimulación y el aceite crudo recuperado. Esta prueba garantiza el éxito de las estimulaciones ácidas en los yacimientos de petróleo.
Procedimiento de la prueba de compatibilidad a) Preparar la formulación. b) Mezclar en frascos de cristal graduado, diferentes concentraciones (90/10, 80/20, 70/30, 60/40 y 50/50), la muestra de fluido BAMIL con muestra de la formulación objeto de la presente invención. c) Mezclar en frascos de cristal graduado, relación uno a uno (50/50), las muestras de aceite crudo y formulación. d) Agitar vigorosamente la mezcla durante 30 segundos. Colocarlos en el baño térmico a 90 °C. e) Verificar el rompimiento (separación) de la mezcla, durante los periodos de tiempo 5, 10, 15, 20 y 30 minutos (solo aplica para las mezclas heterogéneas), registrar tiempo y características de las fases.
f) Posteriormente, dejar los frascos en el baño térmico hasta completar 4 horas de prueba. g) Una vez concluido las 4 horas de prueba retirar y filtrar las formulaciones por una malla número 100 (149 micrones). h) En caso de haber sólidos retenidos, verificar la solubilidad, aplicando agua caliente o solvente aromático, registrar la cantidad de los sólidos y la solubilidad de estos. i) Emitir los resultados.
Las pruebas de caracterización del aceite y compatibilidad con fluidos de estimulación fueron realizadas bajo las normas ASTM D287-2000, D4007-02, IP 143/01 y API RP 42 segunda edición.
Los resultados de estas pruebas se encuentran en la figura 3, figura 4, figura 5 y figura 6; en la figura 7, figura 9 y figura 10 se observa que la presente invención es compatible con MOS W recuperado en pozo Ku-1288, aceite recuperado en pozo Ku-22D y con la mezcla critica 33% MOS W, 33% aceite Ku-22D y 33% invención, respectivamente, mientras que no es compatible para el fluido MOS W recuperado en pozo Ku-1288 y aceite recuperado en pozo Ku-22D, como se muestra en la figura 8. En la tabla 3, se detallan las pruebas de compatibilidad de la presente invención con aceites crudos
Tabla 3 . Pruebas de compatibilidad de la presente invención con aceites crudos
Como se aprecia, los resultados de las pruebas de compatibilidad de las mezclas: 50% invención y 50% fluidos BAMIL BH, BAMUL WTF, SP BRECHA, MOS W, WELL DRILL y CHS-LDSW son satisfactorios al no haber presencia de sedimentos del tipo polimérico retenidos sobre la malla 100. Para estas
pruebas no aplica tiempo de rompimiento debido a que son mezclas miscibles.
Los resultados de las pruebas de compatibilidad de las mezclas: 50% invención y 50% aceites de los pozos Ku-42, Maloob-432, Zaap-28, Ixtal-45, May 1DL y Cantarell-3059H son satisfactorios al no haber presencia de sedimentos del tipo orgánico o del tipo sludge (lodo) retenidos sobre la malla 100. Los tiempos de rompimiento en estas pruebas fueron de 5 min con fases definidas.
Los resultados de las pruebas de compatibilidad de las mezclas: 50% FLUIDO MOS W y 50% aceite del pozo Ku-22D mostraron incompatibilidad al haber presencia de sedimentos del tipo orgánico y poliméricos retenidos sobre la malla 100.
Los resultados de las pruebas de compatibilidad de la mezcla criticas en las contaminaciones: 33.3% Fluido MOS W / 33.3% invención / 33.3% aceite Ku-22D fueron compatibles al no haber presencia de sedimentos del tipo polimérico retenidos en la malla. En estas pruebas se demuestra que incluyendo la invención se logra la compatibilidad con los aceites crudos.
EJEMPLO 3. EVALUACIÓN DE SOLUBILIDAD DE LA FORMULACIÓN Y MUESTRAS DE POLÍMEROS DESHIDRATADOSOBTENIDOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN BAMIL
Se realizaron pruebas de solubilidad con la invención y muestras de polimeros deshidratados obtenidos de los fluidos de perforación BAMIL, de igual forma incluye la
evaluación con polimeros contaminados con aceite crudo para simular condiciones dentro de pozo. Prueba de solubilidad
En la prueba de solubilidad se determina la capacidad de un tratamiento para disolver una muestra de material sólido (recortes, núcleos, muestras de canal, polímeros) normalmente recuperado de un pozo. Esta prueba es realizada evaluando la pérdida de masa sólida a un tiempo de reacción determinado con respecto a la masa inicial de la muestra. Es importante mencionar que, si la muestra está impregnada de crudo o material orgánico, este impide la reacción del ácido frente a la muestra. Por tal razón, se debe limpiar previamente aplicando un sistema solvente. Posteriormente, la muestra se filtra, seca y muele para pasar a través de un tamiz malla 80. Luego se procede a pesar la cantidad de muestra a analizar y se sumerge en el tratamiento de prueba por un tiempo y temperatura especifica. Finalmente, la muestra remanente se filtra, seca, enfria y pesa. Para finalmente calcular el porcentaje de solubilidad.
Procedimiento de la prueba de solubilidad
• Preparar la formulación objeto de la invención
• Pesar 1.00 g de la muestra por cada formulación a evaluar
• Colocar la muestra en un frasco de vidrio y agregar 50 mi de cada sistema a evaluar.
• Dejar reposar la muestra con el fluido a baño marra a temperatura de 90 °C en condiciones estáticas por tiempo de exposición deseado.
• Filtrar la muestra utilizando un crisol con filtro previamente pesado.
• Colocar la muestra en un horno de secado por dos horas de prueba a 90°C.
• Transferir la muestra al desecador para enfriar y poner a peso constante por una hora.
• Pesar cada una de las muestras y determinar el porcentaje de solubilidad utilizando la siguiente fórmula 1:
peso inicial de la muestra — peso final de la muestra solubilidad = xlOO peso inicial de la muestra
• Emitir resultados.
Metodología de la deshidratación de fluidos base agua
La deshidratación de fluidos poliméricos base agua se realiza con la finalidad de obtener restos poliméricos, propios de los aditivos del fluido de perforación por medio de calentamiento y agitación; una vez teniendo los polímeros deshidratados se evalúa la efectividad del sistema removedor de polímeros realizando prueba de degradación con procedimiento de solubilidad. Estos polímeros pueden ser contaminados con aceites crudos para simular condiciones del pozo posteriores a las operaciones de perforación.
• Trasvasar 300 mi de fluido base agua a deshidratar en un vaso de precipitado
• Calentar vaso en termoagitador a 210 °C por tiempo de 4 horas aproximadamente, hasta observar fluido deshidratado con consistencia polimérica.
Nota: Después de las 2 horas ayudar con agitación manual para evitar pegaduras de fluido al vaso.
• En frasco Wheaton contaminar polímeros deshidratados obtenidos con aceite crudo (relación 50/50) del campo a evaluar.
• Colocar frasco con polímeros deshidratados y contaminado con aceite crudo en baño térmico por tiempo de 4 horas a 90 °C.
• Transcurrido el tiempo, filtrar por malla No. 100.
• Los residuos del polímero deshidratado e impregnado con aceite crudo retenidos sobre la malla se colocan en vaso de precipitado y se calienta en termoagitador a temperatura de 210 °C por tiempo de 30 min, hasta observar consistencia pastosa.
Nota: Mantener agitación constante con apoyo de una espátula para evitar pegaduras de aceite al vaso.
• Conservar polímeros deshidratados impregnados con aceite para posterior prueba de solubilidad.
En la figura 11, figura 12, figura 13, figura 14, figura 15, figura 16, y figura 17, se muestra la evidencia de la solubilidad de recortes y carbonatos con la presente invención.
En la tabla 4, se detallan los resultados de las pruebas de solubilidad de recortes y carbonatos con la presente invención.
Tabla 4 . Solubilidad de recortes y carbonatos con la presente invención.
En las figuras 19 y 20 se observa la solubilidad de los polímeros deshidratados con la presente invención.
En la tabla 5 se detallan los resultados sobre la solubilidad de polímeros deshidratados con la presente invención.
Tabla 5. Solubilidad de polímeros deshidratados con la presente invención.
A manera de conclusión, se realizaron pruebas de solubilidad con muestra de Carbonato de Calcio grado
reactivo, recortes del pozo Zaap-115 e incrustaciones del pozo Cantarell-2177 en contacto con la formulación objeto de la presente invención, observando que se remueven altas concentraciones de carbonatos y recortes con un 96% a partir de los primeros 15 minutos y hasta un 99% transcurridos los 60 min de prueba.
Se realizaron pruebas de solubilidad con muestras de polímeros deshidratados de los fluidos MOS W, SP BRECHA, BAMIL BH y BAMUL WTF en contacto con la formulación objeto de la presente invención, observando que se remueven altas concentraciones de polímeros deshidratados por arriba del 98% después de haber transcurrido los 60 min de prueba.
Los resultados anteriores muestran que la presente invención, disuelve de manera efectiva los polímeros presentes en los fluidos BAMIL a los 60 min de prueba; de igual forma solubiliza los carbonatos presentes en los recortes e incrustaciones con un porcentaje de 96% a partir de los primeros 15 min de prueba. La invención puede ser utilizada para la limpieza de los fluidos BAMIL y estimulación de pozos donde existió perforación son fluidos BAMIL sin ningún inconveniente.
La formulación objeto de la presente invención, es estable, es compatible con diversos aceites crudos y proporciona altos porcentajes de solubilidad de carbonatos y polímeros deshidratados, la evaluación del producto en las diversas pruebas realizadas muestra resultados satisfactorios, por lo tanto, puede utilizarse sin ningún inconveniente para los efectos operativos a nivel de campo.
EJEMPLO 4. EVALUACIÓN DE CORROSIÓN
1. Efectuar limpieza química de los cupones, medir área de contacto y mantener cupones a peso constante en desecador libre de humedad.
2. Registrar pesos iniciales de cada cupón.
3. Colocar cupón dentro de la celda de acero inoxidable y agregar alrededor de 250 mi del sistema a evaluar.
4. Programar el equipo de acuerdo con el tiempo, presión y temperatura de la prueba deseada.
5. Transcurrido el tiempo de prueba, apagar sistema de calentamiento y finalizar la prueba.
6. Realizar limpieza química de los cupones y mantenerlos a peso constante en desecador.
7. Registrar pesos finales de cupones.
8.Emitir resultados
Pruebas de corrosión realizadas bajo los estándares:
ASTM NACE TM0169/G31 — 12a Standard Guide for Laboratory Inmersión Corrosión Testing of Metals. ASTM Gl-03 (2011) Standard Practice for Preparing,
Cleaning, and Evaluation Corrosión Test Specimens.
ASTM Glll-97 (2013) Standard Guide for Corrosión Tests in High Temperatura or High Pressure Envíronment, or Both.
Claims
1. Una formulación ácida a base de surfactantes caracterizada porque comprende de 15 a 40% de un ácido sintético, de 5 a 15 % de un agente oxidante, de 2 a 5% de un solvente mutual, de 1 a 3% de un dispersante de aditivos y de 0.15 a 0.50 de un surfactante no emulsificante, de 1 a 4% de un surfactante químico, de 0.5 a 1% de un inhibidor de corrosión, de 2 a 3% de un agente anti-lodo (antisludge) y agua hasta completar un 100% v/v.
2. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el agente oxidante es una sal de sodio, el solvente mutual es butil cellosolve.
3. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el dispersante de aditivos es 2-propanol.
4. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el surfactante no emulsificante es éter butilico.
5. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el surfactante químico es sulfonato de alquilbenceno.
6. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada
porque el inhibidor de la corrosión es Cloruro de amonio cuaternario.
7. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque el agente anti-lodo es ácido alquilbencensulfonico.
8.La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque es compatible con aceites desde livianos a extrapesados.
9.La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque posee un rango de uso por temperatura de 100 °C a 175 °C.
10. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque posee una densidad a 20 °C de 1.158 - 1.168 g/cm3.
11. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque posee una concentración ácida final de 11.5 a 12.5 %.
12. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque posee un pH < 1.0 a 20°C.
13. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque presenta estabilidad homogeneidad durante 7 dias a 25° C.
14. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque presenta estabilidad y homogeneidad durante 1 hora a 90° C.
15. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque es compatible con aceite crudo recuperado de fuentes naturales cuando se mezcla a una concentración 50% v/v.
16. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizada porque es compatible con fluidos de perforación Base Agua de Mar Inhibidores de Lutita (BAMIL) cuando se mezcla a una concentración 50% v/v.
17. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con las reivindicaciones 1 a 16 para usarse como agente disolvente.
18. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 17 en donde el agente disolvente disuelve carbonato de calcio CaC03 para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera.
19. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 17 en donde el agente disolvente presenta solubilidad de 98.15 a 99.09% en polímeros deshidratados derivados de fluidos de pozos 90°C a partir de 15 min en pruebas de solubilidad.
20. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 18 en donde el agente disolvente disuelve de 99.01% carbonato de calcio a 90°C a partir de 15 minutos en pruebas de solubilidad.
21. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 18 en donde el agente disolvente disuelve 100% carbonato de calcio a 90°C a partir de 60 minutos en pruebas de solubilidad.
22. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 18 en donde el agente
disolvente disuelve de 96.30% recortes de pozo a 90°C a partir de 15 minutos en pruebas de solubilidad.
23. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 18 en donde el agente disolvente disuelve 99.05% recortes de pozo a 90°C a partir de 60 minutos en pruebas de solubilidad.
24. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 18 en donde el agente disolvente disuelve de 96.30% incrustaciones de pozo a 90°C a partir de 15 minutos en pruebas de solubilidad.
25. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 18 en donde el agente disolvente disuelve 99.06% incrustaciones de pozo a 90°C a partir de 60 minutos en pruebas de solubilidad.
26. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 12 en donde el agente disolvente disuelve dolomía (C03)2 para prevenir la formación de incrustaciones en la industria petrolera.
27. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 17 en donde el agente disolvente elimina el enjarre producido por los fluidos de perforación base agua de mar que contienen altas concentraciones de polímeros orgánicos en yacimientos petroleros.
28. La formulación ácida a base de surfactantes, de conformidad con la reivindicación 17 en donde el agente disolvente elimina el enjarre producido por los fluidos de perforación base agua de mar que contienen altas concentraciones de polímeros sintéticos en yacimientos petroleros.
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