3.1. Fluidos Fluidos de perforación en terminación y mantenimiento de pozos.
El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil del del agujer agujero, o, progr programa ama de diámet diámetro ro de aguj agujero ero y tuerí tuerías as de revest revestimi imien ento to (convencional, eselto, n!cleos continuos, etc"), profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones amientales" 3.1.1. Fluidos de Terminación Terminación
#n lí$uido lire de sólidos utilizado para %terminar% un pozo de petróleo o gas" Este fluido fluido se coloc coloca a en el pozo pozo para para facil facilita itarr las opera operacio cione nes s final finales es antes antes del del comienzo de la producción, producción, tales como la colocación de filtros (cedazos), tuerías de revestimiento cortas (liners) de producción, empacadores y válvulas de fondo pozo, o la ejecución de disparos en la zona productiva" El fluido está diseñado para controlar un pozo en caso de falla del hard&are de fondo de pozo, sin dañar la formación productiva o los componentes de la terminación" 'aitualmente, los fluidos de terminación de pozos son salmueras (cloruros, romuros y formiatos), pero en teoría teoría podrían podrían ser cual$ui cual$uier er fluido fluido con caracter característi ísticas cas adecuad adecuadas as de densidad y flujo" El fluido dee ser $uímicamente compatile con la formación prospectiva y los fluidos, y en general se somete a un alto grado de filtrado para evitar la introducción de sólidos en la región vecina al pozo" ara vez, un fluido de perforación com!n es adecuado para las operaciones de terminación deido a su contenido de sólidos, p' y composición iónica" En algunos casos, los fluidos de perforación de yacimiento ($ue no dañan la formación) pueden resultar apropiados para amos fines" El fluido de terminación es a$uel en el $ue se realiza la operación de hacer producir el pozo y si es el caso donde se lleva a cao los disparos (estará en contacto con la formación)" Este fluido dee cumplir con la función de no afectar (o hacerlo lo mínimo posile) la formación productora y mantener el control del pozo" os fluidos de terminación pueden clasificarse de acuerdo en su constituyente principal (fase continua)*
+ ase agua + ase aceite 3.1.1.1. Fluidos de Terminación Base Agua •
-almueras* dentro de la industria son las más utilizadas ya $ue causan un menor daño a la formación y se dividen en tres grupos principalmente $ue son*
.) -almuera -ódica* se constituye principalmente de agua y cloruro de sodio por lo $ue aumenta ligeramente la densidad" Esta salmuera presenta un nulo poder de arrastre deido a $ue no contiene sólidos en suspensión y llega a ser corrosiva con la tuería" /) -almuera 0álcica* al igual $ue la salmuera sódica presenta aja densidad pero en esta salmuera el densificante es el cloruro de calcio, tami1n llega a ser corrosiva" 2) -almuera con 3olímeros y 4ensificantes* a esta salmuera se le agregan diferentes densificantes y viscosificantes por lo $ue es más costosa pero mejora el control del pozo y el arrastre"
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5luido entonítico* 3osee un gran poder de arrastre y suspensión de sólidos deido a $ue se realiza con entonita y cloruros $ue tami1n hace $ue presente un enjarre $ue evita $ue los fluidos se filtren a la formación y sirve para un mayor control del pozo aun$ue no es recomendale a temperaturas
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superiores a los .67 80" 5luido entonita9polímero9alta temperatura (en9pol9at)* como su nomre lo indica se ocupa para altas temperaturas y a diferencia del fluido entonítico
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presenta un enjarre fino $ue es fácilmente lavale" 5luido 0romolignosulfonato Emulsionado* os componentes de este tipo de fluido hacen $ue sea muy estale a altas presiones y temperaturas aun$ue la filtración del fluido puede dañar la formación"
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Espumas* -us componentes hacen $ue este fluido reduzca mucho su densidad y viscosidad y son utilizados principalmente para poner en
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producción el pozo" :gua 4ulce* Este tipo de fluido de terminación no presenta componente alguno por lo $ue se utilizan para zonas de aja presión"
3.1.1.2. Fluidos de Terminación Base Aceite
Este tipo de fluidos de terminación son más costosos y se utilizan generalmente cuando los fluidos ase agua no se pueden usar, como por ejemplo cuando hay presencia de lutitas hidrófilas $ue se hinchan con presencia del agua y causa prolemas en el pozo" •
Emulsión ;nversa* sus componentes hacen $ue sea muy estale a altas temperaturas y $ue no dañen la formación, tiene un amplio rango de densidad
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por lo $ue se puede ocupar en pozos de aja o de alta presión" Emulsión 4irecta* tami1n es muy estale a altas temperaturas pero se utiliza en pozos de aja presión"
3.2. Fluidos en mantenimiento en pozos. 3.2.1. Estimulación de Pozos
a estimulación de un pozo consiste en la inyección de fluidos de tratamiento a gastos y presiones por deajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de perforación y terminación de pozos, o por otros factores durante la vida productiva del pozo" #na estimulación es el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento $ue sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo" Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas" 4ependiendo del tipo de daño presente en la roca y de la interacción de los
fluidos para la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos sistemas" Estimulaciones no reactivas y reactivas"
4año por ;nvasión de 5luidos*
Este tipo de daño se origina por el contacto de fluidos extraños con la formación, la fuente principal de este tipo de daño es la perforación misma, ya $ue el lodo forma un enjarre deido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende del tipo de fluido utilizado, tiempo de exposición y la presión diferencial" •
4año por ;nvasión de -ólidos
#no de los más comunes tipo de daño se dee al oturamiento del sistema poroso, causado por los componentes sólidos de los fluidos de perforación,
cementación, terminación, reparación y estimulación" Estos sólidos son forzados a trav1s del espacio poroso de la roca, provocando un oturamiento parcial o total al flujo de los fluidos causando un daño severo en la permeailidad de la roca"
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4año :sociado a la 3roducción
a producción de los pozos propicia camios de presión y temperatura en o cerca de la vecindad del pozo provocando un dese$uilirio de los fluidos agua, aceite y>o gas, con la consecuente precipitación y depósito de los sólidos orgánicos y>o inorgánicos, generando oturamiento de los canales porosos y por lo tanto, daño a la formación" ?tra fuente com!n de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formación es la migración de los finos, presentándose generalmente en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provocando oturamiento de los canales porosos" •
4año a la 3ermeailidad :soluta
En este tipo de daño las partículas y materiales ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación ya sea por* .) a presencia de finos y arcillas de la propia formación" /) -ólidos de los fluidos de perforación o de terminación" 2) ;ncrustaciones de depósitos orgánicos (asfáltenos o parafinas)" @) 4epósitos complejos de orgánicos e inorgánicos" •
0amios en la 3ermeailidad elativa
os camios resultan frecuentemente en una reducción al fluido de producción deseado, 1stos se deen a camios a la mojailidad al aceite en una formación productora de hidrocaruros mojada al agua y>o por camios en la saturación de fluidos, deido a tratamientos previos, por un traajo de reparación, etc"
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:lteración de la viscosidad
El incremento de la viscosidad del fluido puede ser deido a la formación de emulsiones, polímeros, etc" y esto dificulta el flujo de fluidos" 4ependiendo del tipo y caracterización del daño, los tratamientos de estimulación de pozos pueden ser de dos formas* .) Estimulación matricial /) Estimulación por fracturamiento hidráulico a diferencia entre estos dos tipos de estimulación recae en el gasto y presión de inyección" as estimulaciones matriciales se caracterizan por gasto y presiones de inyección por deajo de la presión de fractura de la roca, mientras $ue los fracturamientos hidráulicos se utilizan gastos y presiones de inyección superiores a la presión de fractura de la roca" Estimulación Matricial
os procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de inyecciones a presiones por deajo de la presión de fractura, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en las inmediaciones del pozo" 4ependiendo de la interacción de los fluidos de estimulación y el tipo de daño presente en la roca, se divide en dos grandes grupos* + Estimulación matricial no reactiva + Estimulación matricial reactiva Estimulación por Fracturamiento idr!ulico
El fracturamiento hidráulico puede ser definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta $ue ocurre una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación" :l mantener la presión del fluido hace $ue la fractura se propague desde el punto de rompimiento de la roca creando un canal de flujo $ue provee un área adicional
de drene" :l fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante" Existen dos tipos de fracturamiento hidráulico en ase al fluido fracturante utilizado, los cuales son* + 5racturamiento ácido" + 5racturamiento con apuntalante"
