FLUIDO DE REACONDICIONAMIENTO Y EXCLUSIÓN DE ARENA

Introducción

Se entiende por completación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlo en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlo a otros usos, como inyección de agua o gas.

Los trabajos pueden incluir el revestimiento de las zonas productoras con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y finalmente, la instalación de un reductor o tubería de producción.

Importancia de la Completación y el Reacondicionamiento de un Pozo

Conjuntamente con la perforación, las actividades de reacondicionamiento de pozos son de vital importancia para la industria, porque permiten mantener y/o incrementar la producción de los pozos mediante la utilización del taladro o equipos para trabajos que emplean alambre o cable para meter herramientas en el pozo. En Venezuela se efectúan alrededor de 1.700 operaciones de reacondicionamiento por año

Esta actividad constituye uno de los medios más atractivos, desde el punto de vista económico, para mantener u aumentar el potencial de producción de hidrocarburos del país.

La evaluación permanente del comportamiento de producción de los pozos permite determinar la existencia de desviaciones de sus características normales. Tales desviaciones pueden tener origen en el pozo, en el yacimiento o en ambos

Los trabajos de estimulación tienen por finalidad aumentar la producción de la formación petrolífera mediante el incremento de su permeabilidad efectiva, para que descargue más fácilmente los fluidos que produce. Las estimulaciones más comunes son la acidificación y la fractura de las rocas. La acidificación consiste en inyectar ácidos (generalmente, ácido clorhídrico en solución de 15% para carbonatos para silicatos prelicuado HCl 15%, acidificación principal HF/HCl 3% - 12% en peso y post-lavado HCl o Diesel) a la formación. Para fracturar el intervalo productor se inyectan fluidos preparados y mezclados con arena o productos sólidos, para que las fracturas permanezcan abiertas y faciliten el drenaje de los fluidos hacia el pozo.

Los reacondicionamiento simplifican cambios o modificaciones en los intervalos productores o yacimientos, y pueden ser de carácter temporal o permanente. Los cambios temporales se refieren a la apertura o cierre de dispositivos mecánicos de flujo en la sarta de producción, en intervalos de un mismo yacimiento ola escogencia de otro yacimiento. Los cambios permanentes son modificaciones que se hacen a los yacimientos y requieren el uso del taladro. Los de más ocurrencia en la industria venezolana son las determinaciones en otros intervalos o yacimientos, las cementaciones, desviación del hoyo original, profundización y/o conversión de un pozo productor en inyector de fluidos, o viceversa.

Fluidos de Completación y/o Reacondicionamiento de Pozos

Es cualquier fluido colocado frente a una zona de producción, antes o inmediatamente después del agujeramiento por cañoneo, o un fluido inyectado a través de la formación durante las operaciones de reparación, tales como los ampliaciones, los empaques de grava o cualquier trabajo de reparación que deba ejecutarse para mejorar la producción

Funciones de los Fluidos de Completación y/o Reacondicionamiento

• Controlar las presiones del yacimiento

• Eliminar del hoyo todos los sólidos movibles (ripios, arena, etc.),suspenderlos y transportarlos hacia la superficie

• Enfriar y lubricar la sarta de trabajo y las herramientas, hoyo abajo

• Reducir a un mínimo, tanto las pérdidas por fricción mecánica como por el fluido

• No dañar las zonas productivas

• Ser estable, no tóxico, no corrosivo e inherentemente limpio

• Ser inerte a la contaminación por sales solubles, minerales, cemento, etc.

• Ser técnicamente estable

• Ser biodegradable

• Ser económico

Tipos de Fluidos

De Base Acuosa

Generalmente, son fluidos modificados de perforación; salmueras, agua dulce, o fluidos especialmente diseñados con diferentes propósitos (empaque, pérdida de circulación y otros). En la actualidad, el uso de los fluidos de perforación, aun modificados, no es una práctica común en los trabajos de rehabilitación, ya que debido al alto contenido de sólidos ocasionan daños a la formación productora. Las salmueras son las más utilizadas, dado que no contienen sólidos insolubles. Por consiguiente, no ponen ningún material de control de pérdida de fluido. El uso apropiado de sales o mezcla de ellas proporciona un fluido que no contiene sólidos y posee suficiente densidad como para controlar las presiones del pozo. Las investigaciones recientes han llevado al desarrollo de una variedad de salmueras, cuya densidad alcanza hasta 20,2 lb/gal; entre ellas se tiene.

Salmueras y densidades alcanzadas por las mismas

Fuente: Ingeniería de Rehabilitación de Pozos. PDVSA. Centro de Formación y Adiestramiento de PDVSA y sus filiales

De Base Aceite

Se usan dos tipos generales: los aceites minerales y las emulsiones con la fase externa de aceite. (Llamada lodos invertidos)

Aceites Minerales

Estos son preparados bien sea de petróleo crudo puro, que no sea pesado debido a que tiene viscosidad insuficiente o gelación para suspender los materiales de peso, o de otros aceites. La viscosidad se induce por medio de un mejorador del índice de viscosidad, con el fin de “soportar el peso del material cuando se agrega”. La viscosidad de estos fluidos, por lo general, disminuye con el aumento de la temperatura. Esto podría hacer que existan problemas de inestabilidad a altas temperaturas o de control de corrosión.

Emulsiones (invertidas) con Fase Externa de Aceite

Se han desarrollado los emulsificadores primarios, estables a alta temperatura, y los procedimientos de mezcla, para preparar una emulsión invertida, que sea establea temperaturas por encima de 500°F y que pueda densificarse desde 8.0 lbs/gal hasta20 lbs/gal. Estas emulsiones deberían cubrir la mayoría de los requerimientos en el campo petrolero. Se pueden densificar hasta 14 lbs/gal con un material soluble en ácido. La pérdida de filtrado de la emulsión es prácticamente nula. Además, el filtrado que se

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