Guía completa sobre fluidos de perforación, complementación y empaque

Fluidos de Perforación

Fluido de Terminación

Es aquel en el que se realiza la operación de hacer producir el pozo y donde se llevan a cabo los disparos. Está en contacto con la formación. No debe afectar la formación productora y debe mantener el control del pozo. Se clasifican a base de agua o aceite.

A base de agua:

• Salmuera: Dañan en menor medida a la formación y se dividen en tres grupos:
  • Salmuera sódica: No arrastra sólidos y no es corrosiva.
  • Salmuera cálcica: De baja densidad pero corrosiva.
  • Salmuera con polímeros y densificante: Mejora el control de pozo.
• Espumas: Hacen que el fluido reduzca su densidad y viscosidad, se utilizan para poner a producir el pozo.

A base de aceite:

Es más costoso y se usa cuando el a base de agua no puede usarse, por ejemplo cuando hay lutitas hidrófilas.

• Emulsión inversa: Es estable a altas temperaturas, tiene un amplio rango de densidades por lo que puede usarse en pozos con alta o baja presión.
• Emulsión directa: Es estable a altas temperaturas pero se usa en pozos de baja presión.

Mediciones de Fluido en Laboratorio

En el laboratorio se usan mediciones relativas tales como la permeabilidad del retorno, la solubilidad del revoque y la presión de despegue, para determinar si un fluido es adecuado para perforar una formación específica.

Fluidos de Complementación

Además de controlar la presión superficial con la densidad, estos fluidos también minimizan los daños a la formación durante las operaciones de complementación y rehabilitación ya que las posibilidades de daños permanentes son mayores que durante la perforación. El uso de fluidos que causan mínimos daños mejora dramáticamente la producción.

• Controlan las presiones superficiales.
• Minimizan daños.
• Estabilizan el pozo.
• Controlan el filtrado de formación.
• Transportan sólidos.
• Mantienen propiedades estables.

Criterio para Elegir un Fluido de Complementación

Es la densidad y temperatura. La temperatura de la salmuera debe ser medida y registrada cuando se verifica la densidad, la densidad se corrige a valores de 70°F porque puede producirse cambio de viscosidad por ende en la presión hidrostática.

Fluidos de Empaque

Son colocados dentro del espacio anular de un pozo y permanecen encima del empaque durante la vida útil del pozo. Generalmente son salmueras de complementación modificadas o lodos de perforación acondicionados. Estos no deben ser corrosivos para las tuberías, los densificantes o sólidos no deben sedimentar arriba del empaque y no deben solidificarse.

Pasos Básicos de Complementación

• Meter y cementar la tubería de revestimiento de producción.
• Instalar válvulas de control de flujo en el cabezal del pozo y meter la tubería de producción en el pozo, sellándola dentro de la tubería de revestimiento.
• Perforar el pozo frente a la zona productiva y comenzar la producción.

Complementación Típica de un Pozo

• Conjunto de cabezal de pozo que sella y controla la presión del pozo y los flujos de superficie (válvulas, carretes y bridas).
• Una disposición de la tubería de revestimiento y de la tubería de producción que proporcione un aislamiento zonal y permita que los fluidos fluyan desde la zona productiva hasta la superficie.
• Un conjunto de complementación de fondo que selle y proporcione el control sobre la zona productiva.