Fluidos de completacion (Versión de Ana)

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO” EXTENSIÓN MARACAIBO ESCUELA: INGENIERÍA EN PETRÓLEO CÁTEDRA: COMPLETACIÓN DE POZOS

FLUIDOS DE COMPLETACIÓN ALUMNOS: Francys Alvarado C.I 18.863.778 Luigi Garrido C.I. 18.826.948 Cristiam Marin C.I 20.579.144 Ana Ramírez C.I 20.353.848 Lendy Ramos C.I 19.309.627 Gabriel Teixeira C.I 18.104.060

PROFESOR ING. JOSÉ TERÁN

MARACAIBO, JULIO 2013

INDICE Pág. Introducción………………………………………………………………………..1 Definición de los fluidos de completación……………………………………..2 Clasificación de los fluidos de completación…………………………………2-5 Factores para la selección del fluido de completación……………………...5-8 Daños ocasionados por el uso de fluidos de completación………………...8-14 Diferencias entre Fluido de empaque y fluido de completación……….....14-16 Propiedades físicas de los fluidos…………………………………………...16-17 Compañías encargadas de suministrar fluidos de completación………..18-20 Demostración de cálculos…………………………………………………….20-21 Conclusión………………………………………………………………………..22 Bibliografía………………………………………………………………………...23

INTRODUCCIÓN

Los fluidos de completación se diseñan para controlar la presión, facilitar las operaciones de limpieza y proteger la formación productora mientras se hacen los trabajos correspondientes. Son aquellos que mantienen las presiones de formación a fin de evitar un posible influjo controlado desde el pozo a la superficie y minimizar todos los daños presentes para evitar la corrosión de los equipos.

La mayoría de los yacimientos son sensibles a cualquier fluido que no sean los contenidos naturalmente en ellos. Por lo tanto, cualquier fluido introducido que sea químicamente y/o físicamente diferente a los

contenidos

naturalmente en la formación puede causar daños al yacimiento. El objetivo de la completación es usar un fluido que cause la menor cantidad posible de daños a la zona productiva.

Existen diferentes tipos de fluidos que se pueden utilizar durante la completación como son: con sólidos en suspensión y sin sólidos en suspensión, espumosos, lodo base aceite o emulsiones, base agua, base agua clara y base polímeros, el uso de cada uno va a depender de los factores que influyen en la selección del fluido de completación, estos pueden ser mecánicos, de formación y ambientales, y a través de estos se puede tener un mejor rendimiento de la productividad del pozo.

FLUIDOS DE COMPLETACIÓN

Los fluidos de completación son diseñados para disminuir lo más posible el daño en la formación productora es por esto que normalmente son salmueras que obtienen su densidad al añadir sales que se integran a la fase continua del fluido (se disuelven) eliminando así la depositación de sólidos que obstruyan el medio poroso disminuyendo la permeabilidad.

En realidad los daños causados al completar son principalmente por efecto del cañoneo. Al empezar a fundirse por efectos de las altas presiones y temperaturas de la explosión este se introduce a la formación abriendo los hoyos por donde se producirá el fluido, sin embargo al finalizar la rápida explosión este se enfría y lo que no es removido por las diferencias de presiones entre el pozo y el yacimiento se queda en el medio poroso generando daño. Ojo, no se descarta la posibilidad de un daño producto de incompatibilidad con la formación pero seria a causa de un mal diseño o de falta de datos geológicos.

Es importante señalar que cuando se utiliza el daño que puede ocasionar un fluido de completacion y reparación a una formación productora, de debe observar que los diferentes tipos de litología son dañadas en formas diversas.

Así, por ejemplo, en las areniscas, el daño es causado por el taponamiento de los canales porosos. En cambio, en las dolomitas y calizas, el daño es ocasionado por el taponamiento de las fracturas naturales o inducidas. Es muy común que la permeabilidad sea reducida hasta un 90 % por la invasión de sólidos en suspensión de los fluidos de completacion y reparación.

Lo primero que se debe hacer es identificar cual es el mecanismo del daño para que se pueda sugerir un tratamiento adecuado.

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Fluidos de Completación según su homogeneidad: De acuerdo con la homogeneidad del fluido existen tres tipos: Con sólidos en suspensión, sin sólidos en suspensión y espumosos.

a) Fluidos de Completación con Sólidos en Suspensión: estos fluidos debido la gran cantidad de sólidos que contienen son utilizados para aumentar el peso y controlar las presiones del pozo, pero su utilización es poco recomendable ya que produce taponamiento y daño a la formación, lo cual puede ocasionar una caída en la productividad del pozo.

b) Fluidos de Completación sin Sólidos en suspensión: estos fluidos tienen como componente principal petróleo o salmuera, también conteniendo a su vez algunos aditivos como: Inhibidores de arcilla, Anticorrosivos, y controladores de pérdida de circulación. Estos fluidos producen poco daño a la formación, por lo cual es uno de los más utilizados en la cementación.

c) Fluidos Espumosos: Estos fluidos generalmente son emulsiones de lodo aireadas con aditivos estabilizadores y agentes espumosos, utilizados en pozos de muy baja presión ya que ayudan a la reducción de la presión hidrostática y al daño de la formación. Son aplicados cuando otras técnicas no son satisfactorias por razones económicas, mecánicas u otras.

Fluidos de Completación según su componente Principal:

Los lodos pueden estar principalmente compuesto por las siguientes sustancias: Petróleo, Agua Salada, Cloruro de Sodio y/o calcio, Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio, fluido convencional a base agua, emulsiones inversas y polímeros.

a) A Base de Petróleo: Este representa un fluido de completación para dejar en el espacio anular al finalizar la completación, ya que al estar almacenado este se desgasta haciéndolo poco inflamable. Es muy eficiente en la limpieza de puentes de arena y en procesos de fracturamiento pero siempre hay que tomar precauciones con este al momento de utilizarlo ya que pudiera contener impurezas.

b) A Base de Agua Salada: Este fluido es muy común en las completaciones y reparaciones de pozos ya que es muy compatible con la mayoría de las formaciones, sin embargo este no debe ser utilizado en aquellas formaciones que contengan arcilla, porque pueden provocar un hinchamiento de estas, lo cual no es deseable.

c) A Base de Cloruro de Sodio y/o Cloruro de Calcio: Esta combinación se usa para incrementar las densidades. El Cloruro de Sodio se utiliza sin mezclarlo con otras sales lo cual disminuye el costo total del fluido, mientas que el cloruro de calcio, al producirse una disminución de la temperatura de la formación por debajo de la temperatura de saturación tiende a precipitarse, por lo cual se deben controlar de no exceder el límite de la densidad para la temperatura mínima que se pudiera presentar.

d) A Base de Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio: Estos fluidos son muy costosos y debido a su corrosividad deben usarse con mucho cuidado y evitar largos contacto con las empacaduras. Estos fluidos se deben circular completamente, hasta eliminar los residuos del hoyo antes de la terminación del pozo.

e) A Base de fluido convencional a base agua: este fluido se considera de uso indeseable ya que produce taponamientos en la formación, depósitos sólidos en las empacaduras y dificulta los trabajos de guaya en la completación. Solo el análisis económico y su disponibilidad imponen su uso, en lugar del agua salada, como fluido de control.

f) A Base de emulsiones inversas: este fluido (ya que su filtrado es petróleo) evita daño a las formaciones, evita hinchamientos, es excelente como fluido de empaque pero su profundidad es limitada por su alta densidad. Además, este fluido se puede usar como fluidos de empacaduras, porque aunque deja asentarse algunos sólidos, esto acurre después de un largo periodo de tiempo.

g) A Base de polímeros: Estos fluidos producen un bajo daño a la formación y por lo general son fluidos limpios, aunque en Venezuela su uso está limitado por su alto costo.

FACTORES PARA LA SELECCIÓN DEL FLUIDO DE COMPLETACIÓN

El tipo de fluido a utilizar en la completación o reparación de un pozo depende de los factores presentes en el proceso que se desea controlar. Estos pueden ser:

Factores Mecánicos:

a) Corrosión (Inhibidores): Algunos fluidos pueden causar un alto grado de corrosión sobre las superficies metálicas. Esto puede ser solucionado mediante la adición de un inhibidor de corrosión y ajuste de PH.

b) Estabilidad de la Mezcla (Bombeabilidad): en los procesos de Completacion y reacondicionamiento hay cierto periodo de tiempo en los que el fluido no circula. Por esto, el mismo debe mantener su estabilidad con respecto a su superación, fuerza Gel y densidad.

c) Facilidades de la Mezcla: Cuando se tiene un volumen de fluido limitado, el fluido escogido debe ser preparado y mantenido con poca cantidad de material de manera que el fluido pueda aceptar facilidad de mezcla.

d) Componentes de la Mezcla (Solubles): los componentes del fluido de Completacion deben de ser solubles y estables a las presiones y temperaturas que se tiene. Todo esto para que existan la menor cantidad de sólidos en suspensión.

e) Naturaleza del fluido en el Pozo (Compatibilidad): el fluido de Completacion debe de ser compatible con la formación para que no se produzcan daños en la misma. f) Velocidad Anular: esta origina el impacto que ejerce el fluido en la formación. Si la tasa de inyección es muy alta, se crean turbulencias que pueden dañar la formación, y si por el contrario la tasa de

inyección es muy baja esta influyen en la apropiada colocación del fluido para efectuar la completación.

Factores de Formación:

a) Presión: La densidad del fluido seleccionado debe producir una contrapresión la cual mantendrá los fluidos de la formación en ella mientras se realiza cualquier operación.

b) Consolidación de la formación: la selección del fluido de completación debe ser tal, que su viscosidad pueda ser aumentada para efectos de limpieza, en caso de arenamiento del pozo n formaciones no consolidadas. c) Permeabilidad: el fluido seleccionado debe impedir las pérdidas de circulación, cuando se tienen formaciones altamente permeables. d) Porosidad Vugular: al fluido seleccionado se le deben añadir aditivos de control de perdida para que no se ocasionen perdidas del volumen del fluido evitar que la productividad del pozo sufra reducción. e) Temperatura: es necesario conocer los límites de temperatura a los cuales el fluido es inestable o difícil de controlar. f)

Arcillocidad: las formaciones pueden contener arcillas por lo cual, se debe seleccionar un fluido que inhiba la hidratación de las mismas.

g) Humectabilidad: para evitar que la productividad disminuya debido a la formación de emulsiones entre el filtrado y el fluido de formación se debe tener en cuenta cual es la fase continua del fluido seleccionado.

Factores Ambientales:

a) Contaminación: La contaminación en un fluido produce variación en sus propiedades, por lo tanto, es deseable minimizar en contenido de contaminantes (cemento, agua salada etc.) en los fluidos de completación.

b) Economía: Se deben analizar los costos, ya que costos muy elevados indican que el fluido seleccionado no es apropiado.

c) Seguridad: El fluido debe ser seguro tanto para el equipo como para el personal.

d) Invasión de Bacterias: Todo fluido de Completacion debe ser tratado para inhibir el crecimiento de bacterias, especialmente aquellas usadas en sistemas de inyección de agua

DAÑOS A LA FORMACIÓN POR LOS FLUIDOS DE COMPLETACIÓN

Este incluye cualquier efecto que le ocurra a la formación (químico o físico) y que reduzca la productividad del pozo, puede ocurrir durante las operaciones de perforación, completación, estimulación, completación o producción.

Tipos de daños a la formación: Estos pueden

ser por cambios

químicos

y por cambios físicos.

✓ Daños por cambios químicos: Son aquellos que dependen de las propiedades mineralógicas y textura de las rocas, ocurren en las rocas sensibles al agua, ya que producen la reducción de la permeabilidad por el hinchamiento de las arcillas al entrar en contacto con el agua.

✓ Daños por cambios físicos: Es causado por una operación específica efectuada en el pozo y que puede tener varias consecuencias como la invasión de partículas solidas de fluido de completacion y reparación. El daño por cambios físicos se puede subdividir en:

- Superficial: Ocurre en la región cercana a la superficie del agujero y se produce por la penetración de los sólidos en suspensión que son hidráulicamente inducido hacia la formación.

- Profunda: Ocurren cuando las partículas solidas del fluido de completacion y reparación penetran a una distancia profunda de la pared del agujero, debido a presiones altas en la columna del fluido.

- Causas Básicas (Todas Inducidas): El daño generalmente es inducido o es el resultado de uno o varios de los siguientes factores:  Invasión de partículas extrañas.  Hinchazón de las arcillas de la formación.  Desalojo y movimiento de las partículas de la formación.  Afinidad por hidrocarburos del yacimiento.  Fluidos químicamente incompatibles.  Bloqueo con emulsión y bloqueo con agua.

El daño causado a la formación se puede determinar por medio de ensayos de caída de presión. La caída de presión por velocidad de flujo unitario, está dominado o controlado por los siguientes factores:  Resistencia de la formación al flujo.  Viscosidad del fluido producido.

 Resistencia adicional en la zona dañada alrededor del pozo, efecto pelicular (“skin effect”).

A. Invasión de Partículas Extrañas:

Esto incluye invasión de arena, arcillas, baritina, bentonita, mica, hierro, cemento, lubricante de tubería, etc. La causa más importante de daño a la formación

es

la

invasión

de

partículas

extrañas.

Las partículas finas se desplazan dentro de la roca y taponan los poros. Las partículas que van hacia una formación tienen muchos caminos que elegir, cuanto más profundo penetren (menor resistencia yendo hacia adentro de una formación). Por el contrario, cuando se trata de remover estas partículas, el número de caminos hacia el hoyo disminuye rápidamente. Las partículas tratan de pasar a través de los canales, que van disminuyendo en número, y tienen la tendencia a taponar los canales.

B. Hidratación de las Arcillas de Formación:

El efecto del fluido sobre los minerales de la roca dependerá de la composición química del fluido y del tipo de arcilla en los poros. Un revestimiento poral leve o cemento entre granos puede hidratarse y, efectivamente, bloquear un cuello poral. Todos los yacimientos de arenisca contienen arcillas, las cuales reaccionan rápidamente con los fluidos debido a su tamaño más pequeño y a su mayor área de superficie.

C. Desalojo y Movimiento de las Partículas de Formación:

Los precipitados de minerales de arcillas y otros minerales no arcillosos pueden desalojarse y convertirse en “agregados sueltos” en el espacio poral.

En este estado, las partículas pueden trasladarse con el flujo, hasta producirse una restricción en el modelo poral y causar un bloqueo.

D. Afinidad del Yacimiento: La capacidad de ser “mojado” o humectabilidad es un término que se usa para indicar si la superficie de la roca tiene la capacidad de ser cubierta preferentemente con una película de petróleo o por una de agua. La mayoría de los yacimientos son naturalmente “mojados” por agua. En efecto, una capa delgada de agua recubre las partículas de la roca y actúa como una “barrera lubricante” para el petróleo.

E. Fluidos Químicamente Incompatibles:

El fluido usado no es químicamente compatible con los fluidos naturales del reservorio, se produce precipitación de sólidos en el espacio poral y se reduce o se pierde la permeabilidad original de la roca. Las sales de sodio y de calcio y los compuestos de hierro son precipitados comunes que ocasionan daños severos a la formación.

F. Bloqueo con Emulsión y Bloqueo con Agua:

Los fluidos que contienen aditivos que reducen la tensión interfacial entre el petróleo y el agua y pueden actuar como emulsificantes, forman un bloqueo por emulsión entre el fluido invasor y el petróleo del yacimiento. Una emulsión de alta viscosidad se resiste al flujo, es decir, reduce la movilidad del sistema de fluidos.

El bloqueo con agua ocurre cuando se pierden grandes cantidades de agua en una formación parcialmente humedecida o humectada por petróleo.

Control de Daño a la Formación:

Para prevenir daño a la formación y evitar que los sólidos o el filtrado la invadan, se debe operar con una columna de fluido sometida a balance, la presión hidrostática debe ser menor que la presión de la formación. En algunos casos puede aplicarse este método, pero es muy arriesgado y requiere

equipos

especiales

y

personal

bien

entrenado.

Para completar zonas de baja presión se está utilizando espuma, gas o hidrocarburos, a fin de mantener presiones hidrostáticas bajas. Sin embargo, en la mayoría de los pozos, debe mantenerse una condición de sobrebalance, y para prevenir el daño se requiere el uso de un fluido inocuo.

Deben realizarse pruebas de laboratorio para definir la causa del daño: taponamiento por sólidos, dispersión e hidratación de arcillas hidratables, traslado de partículas finas, precipitación química de escamas, mojamiento o humectabilidad por petróleo, etc.

Fluidos No Dañinos para el Yacimiento

Para prevenir daño y dejar al yacimiento en sus condiciones originales previo a la perforación y completación se deben formular fluidos apropiados, las cuales ocasionarían mínimo o ningún daño a la permeabilidad del yacimiento. Hoy en día se dispone de fluidos que no dañan la formación y deben considerarse para la completación y reparación de zonas productoras. Estos fluidos tienen muchas características ya indicadas (libre de sólidos, no reactivos).

Algunos de ellos son los siguientes:



Salmueras limpias filtradas.



Fluidos naturales del yacimiento.



Petróleo (crudo, diesel, no dañino o neutral).

Además deben estar libres de arcillas con un mínimo posible de sólidos biodegradables y en todo caso que tengan las siguientes características:

¿Por



Solubles en agua.



Solubles en ácido.



Solubles en aceite.

qué

no

utilizar

Lodo

de

Perforación

como

Fluido

de

Completación? 

Con una estadía prolongada en el hoyo a altas temperaturas, los materiales orgánicos del lodo de perforación se desagradan y forman CO2 y H2S.



La flora bacteriana puede descomponer los aditivos orgánicos.



Los lodos y aditivos sobre materiales metálicos por largos años pueden reaccionar electroquímicamente con dichas superficies metálicas y formar sulfitos, a una temperatura moderada.



Los lodos de aceite y las emulsiones invertidas son fluidos de empaque excelentes por no ser conductivos (no hay acciones de la célula corrosiva) y son empaques estables (tiempo y temperatura). No obstante, si la empacadura falla o se filtra, el crudo producido o gas disuelve el lodo de aceite, y destruye los sellos de las empacaduras,

con lo cual se permite que el material densificante (barita, óxido de hierro, etc...) se asiente en el tope de la empacadura y atasque a esta y al eductor. Ahora la industria petrolera puede evitar estos problemas costosos empleando salmuera inhibida libre de sólidos como fluido de empaque.

DIFERENCIA ENTRE FLUIDOS DE COMPLETACIÓN Y FLUIDOS DE EMPAQUE.

La diferencia que se presenta entre los fluidos de completación y empaque es que cumplen funciones distintas. El fluido de completación de encarga básicamente de reducir los daños a la formación, transportar los sólidos, controlar las presiones del yacimiento, mantener la estabilidad del pozo, etc. mientras que los fluidos de empaque tiene otras funciones como mantener la presión hidrostática para controlar el pozo si la empacadura falla o filtra, prevenir el asentamiento de sólidos, proteger revestidor contra colapsos, entre otros.

Propiedades de los fluidos de empaque

1. Deben permanecer bombeable durante la vida del pozo.

2. Deben ser estables, química y mecánicamente bajo las condiciones del fondo del pozo.

3. No deben dañar el yacimiento productor.

4. No deben causar corrosión dentro del revestidor ni afuera de la tubería de producción.

Aditivos:

a) Inhibidor de Corrosión: Estos son utilizados para retardar el deterioro de las partes metálicas expuestas a ambientes severos (H2S, CO2, salmueras, ácidos, etc.). Pueden ser del tipo orgánico o inorgánico.

b) Surfactantes o Tensoactivos: Son los compuestos químicos que poseen un grupo soluble en aceite (lipofílico) y uno soluble en agua (hidrofílico). Estos aditivos son capaces de reducir la tensión superficial entre dos fluidos inmiscibles (mediante la adsorción en las interfaces líquido-gas) y entre líquido-sólido (por medio del cambio

de

ángulo

de

contacto

entre

las

superficies).

c) Densificantes: Estos son materiales sólidos que se mantienen en suspensión en un determinado fluido, con el objeto de incrementar y/o mantener la densidad del mismo. La barita (sulfato de bario) es el más conocido, aunque en algunos casos se utiliza la hematita y/o el carbonato de calcio (CaCO3), entre otros.

d) Demulsificantes: Se utilizan básicamente para evitar la formación de emulsiones entre aguapetróleo o gas-petróleo. En las operaciones se emplean durante el desplazamiento de un fluido por otro (agua por petróleo o viceversa).

e) Viscosificantes: Son aditivos utilizados para incrementar la viscosidad de un fluido a base agua o aceite, según sea el caso. Los más comunes son: arcillas

(montmorillonita, atapulgita u organofílica); polímeros (CMC, HEC, PACK).

f) Dispersantes: Estos productos se usan para reducir la viscosidad de algunos fluidos empleados para limpieza de pozo, ejemplo: surfactantes, lignosulfanatos pirofosfato, ácido de sodio, etc.

g) Material Sellante: Estos son aditivos utilizados para crear un efecto de puente o sello (temporal o permanente) entre el fluido de control y la formación. Así por ejemplo algunos son: fibras, granos de sal, carbonato de calcio, barita, mica, etc.

h) Antiparafínicos: Estos aditivos son realmente una mezcla de solventes aromáticos y surfactantes dispersantes, los cuales disuelven los depósitos de parafina en la tubería, ocasionados por la producción de crudos parafínicos.

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS

a) Densidad o Peso: Es la relación existente entre la masa por unidad de volumen de una sustancia en particular. En los fluidos utilizados para el control de pozos, esta relación viene dada en lbs/gal o lbs/pie3 y se mide con una balanza de lodo.

b) Viscosidad: Es la medida de la resistencia de un líquido a fluir, y expresa la proporcionalidad entre la tasa de corte y el esfuerzo cortante, esta es medida con un viscosímetro.

c) Contenido de Sólidos: Es una medida de la proporción de sólidos presentes en un fluido, en relación con el volumen total (sólido + líquido). Normalmente, se expresa en %, en mg/lts o en ppm. Los sólidos que no son solubles en agua o ácido se consideran indeseables, ya que su entrada en la formación productora reduce considerablemente la permeabilidad original.

d) Punto Cedente: Es una medida de la interacción eléctrica entre las partículas presentes en un fluido en condiciones dinámicas, y viene expresada en lbs/100 pie2. Indica la capacidad que posee un fluido de acarrear sólidos durante la circulación en un pozo, esta también es medida a través de un viscosímetro. Por la siguiente ecuación: PC= VP- L300 RPM

e) Geles: Es una medida de la interacción eléctrica entre las partículas presentes en un fluido en condiciones estáticas, y se expresa en lbs/100 pie2. Indica la capacidad de suspensión de sólidos de un fluido en estado estático (tixotropía).

f) pH: Es una medida de la alcalinidad en un lodo de perforación. El punto neutro es 7. Por encima de este valor, el fluido es más básico, y por debajo del mismo aumenta el carácter ácido y se mide con un pH metro.

COMPAÑÍAS

ENCARGADAS

DE

SUMINISTRAR

FLUIDOS

DE

COMPLETACIÓN

Una gran variedad de industrias de ventas y servicios de fluidos se han incorporado en el suministro de fluidos de completación. Estos fluidos

frecuentemente requieren procedimientos especiales de uso y manejo, en vista del nivel de control requerido para las densidades y la alta pureza y los fluidos de Completación son frecuentemente elaborados con mezclas peligrosas e inhibidores.

Las configuraciones y los diseños deben al final cumplir con todos los requerimientos del cliente. En muchos casos, estos requerimientos pueden no estar directamente relacionados al yacimiento, al pozo o a la locación (factores técnicos). Un reconocimiento de estos factores y de su interrelación con otros factores de la completación puede ahorrar tiempo y esfuerzo en un proceso de diseño costoso.

Los siguientes aspectos son criterios comunes que deben ser considerados: • Stock existente y obligaciones contractuales • Compatibilidad con componentes de fondo y de cabezales • Familiaridad con el cliente y su aceptación • Confiabilidad y consecuencias de fallas.

Entre las compañías que suministran estos fluidos en Venezuela se pueden encontrar: • BAROID, servicios Halliburton de Venezuela, S.A. (antes Baroid de Venezuela, S.A.) (Sucursal Zulia). • Inpark drilling fluids de Venezuela está conformada por una plataforma con una extensa capacidad técnica y productiva, que abarca tradicionales e innovadores campos de la industria petrolera, destinada e brindar servicios y productos de alta calidad con ventajas competitivas. Nuestras oficinas en las principales ciudades del País, nos permiten brindarles un mayor y mejor servicio en cada una de las operaciones que realizamos. En la preparación

de fluidos densificados de bajos sólidos para terminación o reparación de pozos. En la preparación de salmuera para la fase interna de emulsión inversa. CLORURO DE CALCIO está disponible en bolsas de 80 lbs (36.36 kg). El Cloruro de Calcio (CaCl2) es una sal soluble en agua. CLORURO DE SODIO está disponible en bolsas de 110 lbs (50 kg). Se comercializa en dos purezas: de 70 a 77 % y de 94 a 97 %, CLORURO DE POTASIO está disponible en bolsas de 110 lbs (50 kg). • Mi Swaco construido su reputación en los sistemas de ingeniería de fluidos de perforación y aditivos que mejoran la eficiencia, reducir costes y minimizar el impacto de HSE. Personalizamos los sistemas de fluidos de perforación y aditivos asociados para reducir TNP en las aplicaciones más exigentes, incluyendo HTHP, aguas profundas y pozos agotados. MI SWACO es ampliamente reconocida por desarrollar soluciones para los problemas de fondo de pozo, de lo simple a lo complejo. Fuimos los primeros, por ejemplo, para introducir rentable y de alta eficiencia micronizado tecnología barita al agua y los fluidos de perforación base aceite. • Pro ambiente bajo la figura de PROAMSA, es una empresa venezolana creada en 1996 con la misión de minimizar el impacto que sobre el ambiente ocasiona la actividad petrolera. A partir del 01 de abril del 2004, PROAMSA se convirtió en representante exclusivo de la línea de productos Fluidos de Perforación, de la división INTEQ, de la corporación Baker Hughes SRL, para toda Venezuela. Esta selección por parte de la corporación Baker Hughes, responde perfectamente a la realidad del mercado venezolano, el cual presenta una marcada inclinación hacia la participación de empresas venezolanas. Tiene bases operacionales a nivel nacional de Fluidos de Perforación, competición en Maturín, para el Oriente del país y en Las Morochas para el Occidente del país. La compañía cuenta con recursos técnicos y humanos de la más alta calidad.

• ESVENCA: es servicios

una

empresa venezolana dedicada a garantizar

de óptima calidad al sector petrolero,

nos

esforzamos

en

satisfacer los requerimientos y especificaciones de sus clientes, a través del mejoramiento continuo de nuestros procesos, el desarrollo de nuestro personal

y

respetando

al

medio

ambiente,

pose una planta de

fluidos, tienen una capacidad de preparación de fluido de 1500bls y de almacenamiento 17000bls, tiene una ubicación estratégica para atender operaciones de PDVSA en el oriente del país.

DEMOSTRACION DE CALCULOS:

A nivel de campo: Si desea saber la densidad del fluido se necesita conocer los siguientes datos: Presión de yacimiento, condiciones de presión a la cual se va a realizar la operación, geometría del pozo, tubería de revestimiento profundidad de asentamiento.

Ecuación a utilizar:

Densidad equivalente de Fluido (Lb/gal)

Si desea conocer la cantidad de salmuera y agua a utilizar, se toman muestra de unas tablas tabuladas de acuerdo a las especificaciones del cliente o de cada compañía

Por ejemplo: se tienen 2 tipos de salmueras, cloruro de sodio y cloruro de calcio de las cuales se tienen la densidad de las mismas 9.4 lb/gal se toma como referencia estos datos para determinar la cantidad de agua frescas y de salmuera, utilizar para La formulación de los fluidos de completación: • Cambio en la densidad de una salmuera, bajar o incrementar la densidad de una salmuera. Para cambiar la densidad de cualquier fluido se emplea la ecuación de balance de materiales

Si se desea aumentar la densidad se agrega más salmuera, y si por el contrario se desea disminuir se agrega agua fresca.

CONCLUSIÓN

Los fluidos de terminación o reparación de pozos son aquellos que entran en contacto con la formación productiva durante el ahogo, la limpieza, el taponamiento de fondo, la estimulación o el baleo (punzado). El contacto de los fluidos de intervención con la formación será una fuente primaria de daño por influjo (contrapresión). Este contacto fluido/pozo no puede ser evitado. Por tal motivo el Supervisor de campo debe elegir fluidos que minimicen la posibilidad de daño. (Se debe elegir fluidos que sean compatibles con la formación) Un

fluido de intervención sucio puede reducir la permeabilidad

taponando los canales de flujo. Aun los fluidos relativamente limpios pueden provocar daño de formación por inyección de micropartículas. Actualmente, la industria considera los fluidos de completación, más ventajosos a las salmueras libres de sólidos porque protegen la formación productora y proveen un

amplio rango de densidades para controlar las

presiones de formación sin usar sustancias dañinas como (por ejemplo), la barita.

BIBLIOGRAFÍA Manual de la Schlumberger. “Fluidos de control”. 2008. México D.F Manual de la Schlumberger. “Terminación y mantenimiento de pozos”. 2009. México D.F