05 Acid & Acid Systems.ppt

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Acids and Acid Systems

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Acid Types

Inorganic Acids Hydrochloric Acid (HCl) Hydrofluoric Acid (HCl:HF)

Organic Acids Acetic Acid Formic Acid Formic - HF Citric Acid Sulfamic Acid

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Inorganic Acids

Hydrochloric Acid (HCl) Hydrofluoric Acid (HF)

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Hydrochloric Acid (HCl)

Low cost and availability Easy to handle 3% - 28% Concentrations (Oilfield) Corrosive with all common metals Can be inhibited to over 250 °F Pure HCl is colorless

Turns yellow in presence of iron, chlorine or organics

Available up to 23.5 Bé (38.7% by wt)

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HCl

Excellent reaction rate with limestone and dolomites

Can be emulsified for slower reaction rate Surface tension can be controlled to aid in

Penetrating Wetting Properties Exhibit Detergency Reducing friction pressure

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Most reaction products are water-soluble and easily removed

Additives to minimize or eliminate insoluble Hydrochloric Acid (HCl) reaction products can be applied

Will retain larger quantities of dissolved salts in solution after spending

Exhibit de-emulsification properties for rapid clean up Low pH breaks emulsions

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General Uses: Carbonate acidizing - Fracture and Matrix Sandstone acidizing - Matrix only Preflush for HCl:HF mixtures Post-flush for HCl:HF mixtures 15% will provide emulsion control & silt

suspension Clean up of acid-soluble scales Perforation washes

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Weighted Acid - HCl

HCl Weighted up with salts

With 7½% HCL Acid < 9.5 ppg (1,140 kg/m3) ==> NaCl < 11.2 ppg (1,344 kg/m3) ==> CaCl2

< 14.0 ppg (1,680 kg/m3) ==> CaBr2

< 17.7 ppg (2,124 kg/m3) ==> Ca/ZnBr2

Maintain Hydrostatic head Effects corrosion inhibitor Can not use Potassium formate

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Hydrofluoric Acid (HF)

It is always pumped as an HCl:HF mixture Created from combination of HCl and

fluoride salt Ensure that salt ion contact is prevented Normal concentrations 0.5% to 6.0% Can be inhibited to over 350 °F (177 °C)

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HCl:HF

Sandstone matrix acidizing Removal of HCl insoluble fines Will react with Silica based materials. One

gallon of 12:3 HCl:HF will dissolve 0.217 pounds of sand

Caution must be taken with carbonate materials Insoluble Calcium Fluoride precipitates

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Other Inorganic Acids

Sulfuric Acid Forms insoluble precipitate

Nitric Acid Forms poisonous gas

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Organic Acids

Acetic Acid Formic Acid Formic - HF Citric Acid Sulfamic Acid

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Acetic Acid

Acetic acid is relatively weak Normal concentrations of 7.5% to 10%

when used alone Low corrosion rate on steels Can be inhibited to 350 °F (177 °C) Can be used where aluminum, magnesium

or chrome surfaces must be protected

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Acetic Acid (CH3COOH)

Mainly used as perforating fluid Used as an iron control additive. Buffers

acid to prevent precipitation of iron compounds

Carbonate acidizing because it slowly reacts with carbonates

Retarded acids Reduces clay swelling

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Weighted Acid - Acetic

Acetic Weighted up with Calcium Chloride Used as perforating fluid

Weighted from 8.45 ppg (1,013 kg/m3) to 12 ppg ( 1,438 kg/m3)

Maintain hydrostatic head

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Formic Acid (HCOOH)

Used in concentrations up to 9% Stronger than Acetic Weaker than HCl 9% Formic is equivalent to 7% HCl acid

Can be inhibited to 400 °F (205 °C) Corrosion inhibitor aid

Retarded or High Temperature 8 – 10% Seldom used alone Slowly Reacts with carbonates Retarded acids

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Formic:HF Acid

Used in high temperature applications > 200 °F (93 °C)

Low corrosion rate on steels Common Concentrations

6 - 12% Formic: 0.5 - 3% HF Caution must be taken with carbonate

materials Insoluble Calcium Fluoride precipitates

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Citric Acid (C6H8O7)

“Ties Up” dissolved iron compounds Generally not used alone

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Sulfamic Acid

Considerably less corrosive on metals than HCl

16% Concentration most common For use up to 150 °F (66 °C) Easily transported in solid form (“acid

sticks”) Disadvantages

High cost Reduced dissolving capacity on lb/lb basis

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Acid Systems and Additivesfor Fracturing

Materials and Techniques Acid Fluid Loss Control Acid Spending Control Improved Fracture Conductivity

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Materials & Techniques for Acid Fluid Loss Control

Viscous Pads Gelling Agents do not work very well Worm Hole effect Pad fluid ahead of Acid

Initiate wide Fracture Deposit Filter Cake

Alternative – Multiple Stages Viscous Pad Acid Repeat above several times

Improves leak-off to wormholes

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Materials & Techniques for Acid Fluid Loss Control (cont.)

Foamed Fluids Generally reduces Fluid Loss Reduces reactivity

Less acid/unit volume injected

Use 28% Acid for Foamed Treatment Primary advantages

Fluid Loss Fluid Recovery

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Materials & Techniques for Acid Spending Control

Viscous Fluids Increased Width Increased Penetration

Chemical Retarders Alkyl Sulfonates Phosphonate Coating

Organic Acids Slower Reaction Rates

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Gelled Weak Acid

Used in gas wells exhibiting only slight solubility to acid

Total Acid concentrations: 1% to 7½% HCl HCl:HF HCl:Organic

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Emulsified Acid

Oil External/Acid Internal emulsion HCl Concentrations 7.5% to 28% Diesel, Kerosene or Crude Oil Normal mix ratio 30% Oil:70% Acid

Stable emulsion up to 180 °F (82 °C) Greatest retarded system available

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Materials & Techniques for Improved Fracture Conductivity

Factors Effecting Acid Etching, which controls conductivity Reaction of Different minerals at different rates Rate of Reaction depends on Flow Velocity

Faster Reaction @ High Flow Rates creates erosion patterns & acid seems to follow the paths

Rock Strength & Closure Pressure Soft rock (chalk) or High Closure

Viscous Fluids Promotes fingering – flow channels Sand can be added at end of treatment in Soft formations

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Sistemas Acidos

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Gelled Acid (100, 200)

Sistemas de ácido HCl - “Viscosificados” usados en formaciones altamente solubles.

Gelificado con AG-10, AG-12, AG-26, AG-57L Fase de hidrocarburo al 5% opcional para

control de pérdida por filtrado. Concentraciones de HCl 15% La viscosidad de los fluidos recuperados ayudan

en la recuperación de finos.

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Gelled Acid débil

Usado en pozos de gas exibiendo solamente una leve solubilidad al ácido.

Concentración total del acido: 1% to 7½% HCl HCl:HF HCl:Organico

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XL Acid III

Sistema de ácido croslinkeado (reticulado) para aplicaciones de Fracturas ácidas.

Usado en concentraciones de 3% al 28% de HCl.

Se deben incluir ruptores para reducir la viscosidad de los fluidos recuperados.

Puede utilizarse en formaciones con temperaturas que exceden los 200 °F (93 °C)

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Acido emulsificado

Emulsión de fase externa petróleo (oil) y fase interna ácido. Concentraciones de HCl de 7.5% a 28% Diesel, Kerosene o petróleo crudo Relaciones de mezcla normales 30 % de petróleo y

70 % de ácido. Emulsiones estables hasta 180 °F (82 °C)

Disponibilidad de sistemas más retardados

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Sta-Live Acid

Es un sistema químicamente retardado La adsorción de un surfactante inhibe la

velocidad de reacción del ácido. Disminuye la concentración del surfactante a

medida que se adsorbe. Usado hasta 300 °F (149 °C) Mínimo 4 gal/1000 gal (4 l/m3) SLA-48

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BJ Sandstone Acid

Reacciona con las arcillas, silicatos y superficies que contienen cuarzo.

Más reactivo que el HF sobre el cuarzo. Requiere preflujo y postflujo igual que los

sistemas de HCl:HF. Se utiliza el programa “Sandstone Acidizing

Program” para diseño del tratamiento. Usado hasta 325 °F (163 °C)

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Gas Zone Acid

Mezcla de Alcohol en acido Base ácidos HCl y HCl:HF más

Usado en reservorios de baja permeabilidad y de gas seco con baja presión. Puede formar hidrocarburos clorinatados a partir de

los petróleos crudos. Reacción retardada del ácido por el alcohol. Usado hasta 250 °F (121 °C)

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Super Sol Acid

Mezclas de HCl con ácidos orgánicos La nomenclatura se basa en la reacción

equivalente de ácido HCl. EQH-101 (Mezcla con Acetico glacial) 10% HCl EQH-102 (Mezcla con Acetico Anhidro) 10% HCl EQH-105 (Mezcla con Acido fórmico) 10% HCl

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Pentol Acids

Mezcla de ácido HCl con un solvente aromático.

Pentol 100, 150, 200, 250, 300 & 350 cantidades variables de solventes.

Diseñado para prevenir las emulsiones de ácido con crudo y depositos (sludge)

Ideal para pozos inyectores de agua

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Super Mud-Sol

Usado con los ácidos HCl o HCl:HF para remover el daño de formación provocado por el lodo de perforación. Un aditivo químico no-emulsificante puede

agregarse para prevenir la formación de emulsiones y para ayudar en la obtención de propiedades de humectabilidad. Mejor determinación realizando ensayos de prevención

de emulsión con el petróleo de la zona a tratar y el fluido de tratamiento.

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ISO System: ISO-SOL

Una solución solvente/ácido Acido acético glacial concentrado. Solvente aromático Alcohol Agentes de tensión superficial Inhibidor de corrosión.

Es una ayuda para una estimulación efectiva y romper las emulsiones con petróleo crudo y bloqueos por agua.

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ISO System: ISO-CLEAN

Es un sistema base agua Acido acético Glacial Alcohol Agentes activos de superficie Inhibidor de corrosión. Es una ayuda en una estimulación efectiva para romper las

emulsiones con petróleo crudo y bloqueos por agua.

El ácido reaccionará con los depósitos inorgánicos o las porciones calcáreas de una formación.

Puede usarse en pozos de gas y petróleo.

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One Shot Acid “Plus”

Una dispersión de solvente aromático y un ácido acuoso más un surfactante especial y un inhibidor.

Diseñado para remover simultáneamente ya sea depósitos orgánicos como inorgánicos.

El solvente aromático se dispersa y parcialmente disuelve los asfaltos sólidos y residuos de parafinas. Esto permite que el ácido reaccione con las

incrustaciones, limo y otros compuestos solubles en ácido.

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BJ Sandstone AcidTM

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El Sandstone AcidTM es un tratamiento patentado por BJ Services y ha sido diseñado para remover daños de formación y penetrar a mayores profundidades durante la estimulación matricial de areniscas y/o acidificaciones en otros tipos de formaciones. También, con la aplicación del tratamiento, se pueden resolver problemas de daños asociados con los sistemas ácidos base Clorhídrico-Fluorhídrico y/o ácidos orgánicos-HF convencionales.

BJ Sandstone AcidTM

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Es un Sistema ácido retardado base HF, único de BJ Services.

Los Sistemas BJ SSATM son mezclas de HCl-HF; o ácidos orgánicos con HF y un componente especial.

El componente especial es el BJ HV AcidTM.

El ácido HF del sistema se obtiene de NH4HF2

(Bifluoruro de Amonio), NH4F (Fluoruro de Amonio), o ácido fluorhídrico líquido.

BJ Sandstone AcidTM

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1. Posee generación retardada de HF.

2. Es un acomplejante de iones metálicos.

3. Recubre las arcillas (“coating”).

4. Permite el uso de menores concentraciones de ácidos.

5. Posee propiedades de acuohumectación en areniscas.

6. Es aplicable en tratamientos del tipo “repa-radores”.

Principales ventajasPrincipales ventajas

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1. Generación retardada de HF:

El HV AcidTM reacciona con Fluoruro de Amonio o Bifluoruro de Amonio y múltiples iones disponibles de H+ se liberan en diferentes condiciones estequiométricas.

En estas condiciones tiene capacidad para reaccionar en el futuro, luego de aplicarse el tratamiento.


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Basado en un Fosfonato orgánico que acompleja ciertos iones metálicos y actúa como inhibidor de incrustaciones, previene la cristalización y reduce el daño por precipitados indeseables.

2. Acomplejante de iones metálicos:


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El HF comienza a reaccionar con las arcillas. Las reacciones del HV Acid con HF y las arcillas forman un fosfonato de Sílice y Aluminio y se rápidamente se forma un recubrimiento (capa) sobre las arcillas de 1 micrón de espesor y como resultado mayor cantidad de HF reacciona con la sílice. De esta manera, el Sistema en conjunto posee menor reacción con las arcillas y como resultado hay un notable incremento en la penetración de ácido “vivo”. Luego del tratamiento, es rápido y fácil de eliminar la capa que recubre las arcillas.

3. Recubridor de arcillas (“coating”):


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Tratamientos convencionales de HF:HCl 9% + HF 1,5 %

Tratamiento de Sandstone AcidTM equivalente:1% HCl + 15 lts/m3 HV Acid + 1,5 % HF

4. Menores concentraciones de ácidos:


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El HV AcidTM es un fuerte agente Acuo-humectante. Deja un contacto íntimo entre la formación y los fluidos de tratamiento. La formación queda en un estado ideal para la producción de hidrocarburos.

5. Humectabilidad de la formación:


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BJ Sandstone AcidTM ha sido utilizado con éxito para corregir daños causados por diseños pobres de tratamientos convencionales base HF.

6. Tratamientos reparadores:


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Otras ventajasOtras ventajas

Reducción de reacciones secundarias por la re-precipitación de compuestos indeseables.¿Incrustaciones, sales de aluminio, sílice?

Flexibilidad.Amplio rango de concentraciónes de ácido HF. Variedad de sistemas disponibles (ácidos HCl,

acético, cítrico) para ser aplicados en diferentes condiciones de pozo y formación

Mayor Seguridad y Protección al Medio Ambiente

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Secuestrantes de hierro Ferrotrol 300, 210, 260 , 270 y 271.

Inhibidores de arcillas Claymaster 5C

Surfactantes NE-118, Nine-40, FAW-1, FAW-21,

Inflo-45, Inflo-40, WSA-1. Inhibidores de corrosión

CI-14, CI-23, CI-25, CI-30

Otros aditivos del Sistema BJ SSAOtros aditivos del Sistema BJ SSATM

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AplicacionesAplicaciones

Pozos con altas temperaturas.

Concentraciones más elevadas de HF en tratamientos con bajo grado de acidez.

Remoción de finos en gravel packs.

Reducción del daño por la no reprecipitación de productos indeseables.

Mayores incrementos de permeabilidad en la estimulación de areniscas.

Estimulaciones en pozos horizontales.

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•0

•20

•40

•60

•80

•100

•0 •24 •48 •72 •96 •120 •144 •168 •192 •216 •240 •264 •288 •312

•TIEMPO, horas

• PE

RM

EA

BIL

IDA

D,

mD

•Inyección Lodo base oil

• Permeabilidad inicial

al petróleo = 29,8 mD

• Permeabilidad al petróleo luego del tratamiento = 58.8 mD

• Inyección del tratamiento ácido orgánico – HV – 6% HF

•Permeabilidad al petróleo = 26,5 mD

Respuesta del tratamiento ácido sobre coronaIncremento de Permeabilidad = 97,3 %


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Muestra de coronas luego de los tratamientos Sandstone AcidMuestra de coronas luego de los tratamientos Sandstone AcidTMTM vs. Acido HF convencionalvs. Acido HF convencional

Sandstone AcidTM Acido orgánico - HV - HF 6%

Acido HF - 9 % convencional


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BJSSA Systems

Benefits vs. conventional HCl-HF History of success worldwide – 10 years Formulation and dissolving power (HF) flexibility Low total acid strength; mild pH Fully on-the-fly mixing capability

Single acid step method potential Successful treatments – Russia, Brazil, Peru, Nigeria

Current applications Highly damaged producers Gravel pack completion stimulation (pack only) Propped fracture damage removal Injection well stimulation

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BJSSA vs. HCl-HF

Water Acid Blend AF (36%)

Acid System

12-3 Mud Acid 385 462 153

BJ SSA (3% HF) 767 80* 153

Per 1000 Gallons Solution

* Contains organophosphonic acid complexing agent

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Core Test – Regular Strength Mud Acid12% HCl – 3% HF with 15% HCl Preflush

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Core Test – Regular Strength BJSSA 90 gpt HCl; 30 gpt HV-acid 400 pptg ABF

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Single acid stage – BJSSA (3%) 12-3 Mud Acid

HF Acid TreatmentsRussia Sandstone Cores

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S3AcidTM

Sistema único de BJ Services para acidificación matricial y remoción de daños. Para ser aplicado en formaciones de areniscas sensibles a los sistemas ácidos convencionales base HF y/o formaciones con alto contenido de carbonatos. El Sistema S3 Acid no contiene HF.

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S3 Acid – Continuación…

Muchas formaciones, típicamente aquellas con alto contenido de carbonatos, arcillas y feldespato reaccionan con los sistemas ácidos base HF y producen un elevado nivel de precipitados secundarios y terciarios. Estos precipitados indeseados provocan una reducción importante de la producción luego del tratamiento. Debido a este potencial riesgo muchos pozos con clara evidencia de daño no son estimulados rutinariamente y dejan de producir, aún con bajos caudales.

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¿Porqué S3?

(1) Skin: el Sistema S3 AcidTM puede remover cualquiera de las causas de daños producidos durante la perforación, terminación, producción y reparación de pozos.

(2) Scale: S3Acid es un Sistema que combina la acidificación matricial con la técnica de inhibición de incrustaciones. Un componente activo del sistema remueve las incrustaciones solubles y previene que las mismas no reprecipiten. También, el Sistema ayudará a prevenir la formación de incrustaciones durante un largo período de tiempo debido a su capacidad de inhibición prolongada

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¿Porqué S3?

(3) Stimulation: el Sistema S3Acid puede penetrar a mayores profundidades dentro de la formación que los sistemas ácidos convencionales. Está demostrado que los sistemas ácidos inorgánicos y mezclas con ácidos orgánicos disuelven minerales “solubles” contenidos en las formaciones. Sin embargo, estos sistemas combinados con el HV Acid (componente del S3Acid) pueden remover otros minerales “insolubles” a través de mecanismos adicionales.

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¿Cómo funciona y aplica el S3Acid ?

Por medio de la combinación del agente quelante e inhibidor de incrustaciones “HV Acid”, con ácido HCL y/o ácidos orgánicos como el acético y/o fórmico.

Puede aplicarse como un sistema de acidificación de etapa única desplazándolo hasta los punzados sin la necesidad de preflujos ni postflujos, en un intervalo pequeño o para estimular intervalos largos con la aplicación de agentes divergentes tales como bolitas selladoras, espuma de nitrógeno, etc.

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BJ RustBuster™

BJ RustBusterTM es una solución innovadora para los tratamientos de limpieza de tuberías más efectiva que las técnicas de “pickling” convencionales utilizada antes de una estimulación con ácido.

Capaz de actuar sobre una amplia gama de metales a través de su poderosa acción quelante, se aplica con el aditivo desoxidante y secuestrante de hierro BJ FerroFreeTM en una mezcla con agua dulce o salada de pH neutro.

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BJ RustBuster™ - Continuación…

Luego del tratamiento, RustBusterTM

mantiene la protección por mayor período de tiempo ofreciendo ventajas en términos de seguridad y simplicidad para las operaciones comparadas con las técnicas de “pickling” tradicionales y reduciendo la cantidad de productos utilizados y equipos requeridos.

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Previene la precipitación de hidróxido de hierro gelatinoso en formaciones “dulces” sin presencia

de sulfhídrico. Previene la precipitación de sulfuro de hierro y de

otros sulfuros en formaciones “ácidas” con presencia de azufre.

Ventajas por la limpieza de tuberías con RustBusterTM antes de un trabajo con ácido

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Previene que el ácido se gaste antes de alcanzar la formación y por lo tanto reduce las presiones

de ruptura. Reduce el volumen total de ácido a bombear.

Reduce el costo del trabajo debido a la utilización de menores volúmenes de ácido y

menor cantidad de aditivos para control de hierro.

Ventajas por la limpieza de tuberías con RustBusterTM antes de un trabajo con ácido

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10.000 ft de tubería de 2.7/8” consumirán completa-mente 690 galones de ácido HCl al 15%.

La cabecera de este ácido contendrá más o menos 57.000 mg/It de hierro Fe+3 y más o menos 29.000 mg/lt de hierro Fe+2 .

El exceso de Fe+3 precipitará como hidróxido férrico gelatinoso en formaciones dulces y liberará 100-150 libras por cada 1000 galones de ácido en formaciones ácidas.

El exceso de Fe+2 es un problema en formaciones ácidas donde precipitarán alrededor de 300-400 libras de sulfuro de hierro por cada 1000 galones de ácido.

Limpieza de tubería previa a un trabajo con ácido (1) Tubería nueva (Presencia de Magnetita)

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El óxido férrico que se forma en 10.000 ft de tubería de 2 7/8” en alrededor de 1 a 2 semanas (paso de un pozo a otro) consumirán completamente 100 galones de HCl 15%.

La cabecera del ácido contendrá más o menos 86.000 mg/lt de hierro Fe+3

Limpieza de tubería previa a un trabajo con ácido(2) Sarta de trabajo o maniobras

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Lo más común es encontrar sulfuro de hierro (scale).

Un espesor de 1/64” depositado en 10.000 ft de tubería de 2.7/8” consumirá completamente 1490 galones de ácido HCl al 15%.

La cabecera de este ácido contendrá alrededor de 130.000 mg/lt de hierro disuelto.

La máxima concentración que se puede secuestrar es 15.000 mg/lt - el exceso reprecipitará como 600-900 lbs de sulfuro de hierro por cada 1000 gals de ácido a medida que el ácido se gaste y llegue a un pH de 1.9.

Limpieza de tubería previa a un trabajo con ácido(3) Tubería usada

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Respuesta triplicada de la producción/inyección luego de estimulaciones ácidas (un promedio de 2 a 6 veces de incremento).

Reducción en las presiones de ruptura en alrededor de un 17%.

Prevención de la precipitación de hierro en un 75% de los pozos muestreados.

Reducción en los costos de controladores de hierro en alrededor de un 49%

Limpieza de tubería - Resultados

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Tratamiento:

BJ RustBuster™

Volúmenes:100 galones por cada 1000 ft de tubería1 galón por cada 26.4 ft2 de área de pared

de tubería contactada.

Limpieza de tubería – Tratamiento recomendado

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“Fácil preparación”

El componente activo del Sistema RustBusterTM es el FerroFreeTM que se suministra como un aditivo concentrado y diluído en un 6% a 12% en volumen. En estas concentraciones, la solución no necesita surfactantes adicionales, inhibidores o controladores de arcillas. Solamente se pueden requerir solventes y/o aditivos no-emulsificantes dependiendo del tipo de crudo existente en el pozo.

BJ RustBuster™

VENTAJAS

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“Simple aplicación”

Las concentraciones de FerroFreeTM en cada solución de RustBusterTM dependen de la temperatura estática de fondo de pozo (BHST) y la solución puede ser aplicada en una sola etapa para tratamientos en reposo o con circulación.

BJ RustBuster™

Aplicación a diferentes temperaturas

estáticas de fondo de pozo (BHST)

Concentración FerroFreeTM

% por volumen gal/1000 gal

60° - 120°F (16° - 49°C) 10 – 12 % 111 – 136 gpt

10° - 180°F (49° - 82°C) 8 – 10 % 87 – 111 gpt

180° - 350°F (82° - 177°C) 6 – 7 % 64 – 75 gpt

Para Coiled Tubing o tratamientos consecutivos sobre limpieza de metal alrededor de 7 días (para todas las BHST)

6 % 64 gpt

VENTAJAS

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“Compatibilidad”

RustBusterTM es compatible con elastómetros y no es necesario remover válvulas del pozo. El FerroFreeTM es compatible con solventes, ácidos y la mayoría de los aditivos para estimulación. El FerroFreeTM controla la precipitación de hierro en soluciones ácidas y también puede utilizarse sólo como agente de control de hierro. Se mantiene efectivo a bajos pH (por debajo de 2) donde la mayoría de los agentes controladores de Fe pierden efectividad. Usualmente una concentración de 8 gpt es suficiente para secuestrar 3.000 ppm de Fe3+ a bajos pH.

BJ RustBuster™

VENTAJAS

Revised 01/13/2004

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“Potente acción desoxidante”

Aún a temperatura ambiente, la solución de RustBusterTM

remueve rápidamente el óxido de los metales por acción química, desprendiendo rápidamente los depósitos superficieales de la tubería. La velocidad de reacción y la cantidad de hierro secuestrado dependen de la concentración de FerroFreeTM y de la temperatura, pero la mayoría de los fluidos son estables hasta 12.000 ppm de Fe3+ en solución.

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VENTAJAS

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“Acción múltiple y compuesta”

Las soluciones de RustBusterTM reaccionan con el óxido, incrustaciones de horno y con el mismo acero produciendo un film protector que reviste el metal. Esta protección durará por varios días y semanas. Dependiendo de las variables del tratamiento, una goma metálica plateada o superficie gris clara se formará sobre el metal. FerroFreeTM también es un competente agente secuestrante de calcio en presencia de hierro, disolviendo incrustaciones y otras partículas de carbonato. En bordes de pozo que contienen incrustaciones de carbonato, las soluciones de RustBusterTM proveen similares performance que los aditivos del tipo EDTA y/o NTA.

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VENTAJAS

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“Seguro y fácil de desechar”

Las soluciones de RustBusterTM tienen pH neutro y por lo tanto requieren mínimas precauciones durante el manipuleo. Solamente los procedimientos normales de higiene industrial deben ser aplicados. Los desechos de las soluciones de RustBusterTM gastadas contienen ciertos metales, sin embargo el hierro no es considerado un metal tóxico desde la perspectiva de la protección al medio ambiente.

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VENTAJAS

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05 Acid & Acid Systems.ppt