REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA.
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA.
DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA.
NUCLEO TRUJILLO.
Bachilleres:
Sección: 02 Ing. De Gas.
Betijoque; 29/10/2011
CONTENIDO
v Completación de Pozos:
ü Definición
ü Características
v Clasificación de Completación de Pozos
v Factores que determinan el diseño de Completación de Pozos
v Tipos de Fluidos de Completación
INTRODUCCIÓN
La etapa de Completación consiste en el proceso de convertir el pozo perforado en un seguro y eficiente sistema de producción.
La Completación de pozos es la parte esencial de su producción. El conocimiento de los tipos de Completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se puedan presentar.
A partir de la ejecución de dicho proceso se deben tener en cuenta el objetivo principal del mismo el cual es mejorar las condiciones productivas de los mismos, así mismo las condiciones del yacimiento nos establecerán que clase de Completación se debe usar, ya sea: Completación sencilla, convencional, selectiva, múltiple. Considerando las posibles ventajas y desventajas, que estas puedan presentar al momento de la Completación.
Los Fluidos de Completación permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la completación de forma eficiente y segura, esto evita causar daño a la formación productora. Los pozos son la única manera de comunicar al yacimiento con la superficie. La efectividad de esa comunicación es un factor importante en la producción del yacimiento así como en la economía total. La completación de los pozos debe ser diseñada para obtener la máxima rentabilidad del campo y esta completación es la manera de poder comunicar o de llevar los fluidos del yacimiento hacia la superficie.
COMPLETACIÓN DE POZOS
Es el proceso mediante el cual se busca dotar o producir al de pozo del equipo de subsuelo necesario y adecuado a fin de producirlo en forma optima de una manera segura y rentable, con el objetivo de drenar las reservas de hidrocarburos de los yacimientos, monitorear parámetros de yacimientos e inyectar/disponer efluentes (líquidos o no) o gas.
Los pozos son la única manera de comunicar al yacimiento con la superficie. La efectividad de esa comunicación es un factor importante en la producción del yacimiento así como en la economía total.
La Completación de los pozos debe ser diseñada para obtener la máxima rentabilidad en el campo.
Es necesario seleccionar los diversos elementos y técnicas necesarias para lograr la Completación óptima y segura de un pozo productor o inyector, así como también las herramientas que contribuyen a evitar problemas en la producción efectiva de los pozos.
La Completación abarca desde la terminación de la perforación del pozo hasta que se instala a la producción.
Ø Aspectos por considerar:
En la completación del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: el revestimiento del hoyo, la disposición del equipo de producción y el número de zonas productoras.
| Aspectos | Consideraciones |
| Revestimiento del hoyo | Se refiere a la forma de proteger al hoyo con la tubería de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras |
| Disposición del equipo de producción | Consiste en el diseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples, etc..., que, conectados entre sí, permiten la producción de zonas con hidrocarburos. |
| Numero de zonas productoras | Se refiere a la cantidad de lentes productivos en posibilidad de ser abiertos a la producción, lo cual depende de su potencial y profundidad. |
CLASIFICACIÓN DE COMPLETACIÓN DE POZOS
Las formas fundamentales de completación de pozos son las siguientes:
A. Completación a hueco abierto
B. Completación con tubería ranurada.
C. Completación a hueco revestido y cañoneado.
D. Completación de pozos de acuerdo a la configuración mecánica.
E. Completación a hoyo revestido con empaque con grava.
F. Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava.
A. Completación a hueco abierto:
En la completación a hueco abierto, el revestidor de producción se asienta por encima de la zona productora y se realiza en zonas donde la formación es altamente compactada.
Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:
· Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción.
· Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestimiento de producción.
| Ventajas. | Desventajas. |
| El asentamiento del revestidor en el tope de la productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación. | Puede requerirse la limpieza periódica del hueco. |
| Todo el diámetro del hoyo está disponible para el flujo. | No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua. |
| Generalmente no se requiere cañoneo, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica. | Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva. |
| Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del pozo no es crítica. | No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo. |
| El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con forro y empacar con grava. | |
Notas Importantes:
· La completación de pozos a hueco abierto permite empacar el pozo con grava, con ello aumenta su productividad o controla la producción de arena en formaciones no consolidadas.
· La completación a hueco abierto tiene mayor aplicación en formaciones de caliza, debido a su consolidación.
B. Completación con tubería ranurada:
En la cementación con tubería ranurada, el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este método permite efectuar empaques con arena y es utilizado en formaciones no compactadas.
| Ventajas: | Desventajas: |
| Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora. | Dificultad para controlar la producción de gas o agua. |
| Eliminación del costo de cañoneo | El revestidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo. |
| La interpretación de los registros no es crítica. | Imposibilidad de una estimulación selectiva. |
| Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena. | |
Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación:
a) Completación con forro no cementado: en este tipo de completación un forro o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés.
| Ventajas | Desventajas |
| El pozo puede ser fácilmente profundizable. | Dificulta las futuras reparaciones. |
| Se reduce al mínimo el daño en la formación. | No se puede estimular selectivamente |
b) Completación con forro liso o camisa perforada: en este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción.
| Ventajas | Desventajas |
| La producción de agua/gas es fácilmente controlada. | Requiere buenos trabajos de cementación |
| La formación puede ser estimulada selectivamente | Presenta algunos gastos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.) |
C. Completación a hueco revestido y cañoneado:
En la completación a hueco revestido y cañoneado, el revestidor se asienta a través de la productora y se cementa. Posteriormente se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación; así como es uno de los tipos de completación que más se usa en la actualidad.
| Ventajas | Desventajas |
| Existen facilidades para la completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. | Se requiere análisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del hueco. |
| Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua. | El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso. |
| La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. | Se puede incurrir en reducción del diámetro efectivo del hueco y de la productiva del pozo. |
| Es posible hacer completaciones múltiples. | Se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores. |
D. Completación de pozos de acuerdo a la configuración mecánica:
De acuerdo a la configuración mecaniza del pozo, la completación del mimo puede clasificarse en completación convencional y completación permanente. Se entiendo por “completación convencional” aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro y con respecto a la “completación permanente” son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y cabezal del pozo (árbol de navidad), se instala de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable. Existen unos factores que determinan el tipo de configuración mecánica:
· Tipo de pozo (productor, inyector, etc.)
· Numero de zonas a completar.
· Mecanismo de producción.
· Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc.)
· Grado de compactación de la formación.
· Posibilidades de futuros reacondicionamiento.
· Costos de equipos.
Tipos de Completación de acuerdo a la configuración mecánica:
a) Completación Sencilla: Es aquella que tiene como objetivo fundamental producir una sola formación.
Tipos:
§ Completaciones sencillas sin empacaduras: Es aquella en donde no se colocan empacaduras para permitir el flujo en la permitir el flujo en la tubería de producción y el revestidor. NOTA: este tipo de completación se aplica a pozos de muy alta productividad, ya sea de crudo o de gas.
§ Completaciones sencillas con empacaduras: Es aquella donde se coloca una empacadura para impedir el flujo a través del espacio anular. NOTA: es el tipo de completación que más usa Venezuela.
b) Completación Múltiple: Es aquella que tiene como objetivo fundamental poner a producir dos o más yacimientos, en el mismo pozo y sin que se mezcle los fluidos de los diferentes yacimientos.
| Ventajas | Desventajas |
| Se obtiene tasas de producción más altas y menores tiempos de retornos del capital invertido. | Inversión inicial alta para la tubería de producción, empacaduras y equipos de guaya fina. |
| Para separar zonas que poseen distintos índices de productividad, con el fin de evitar que la zona de alta productividad inyecte petróleo en la zona de baja productividad. | Posibilidades de fugas a través de la tubería de producción y de los empaques y sellos de las empacaduras de producción. |
| Para separar yacimientos con distintos mecanismo de producción, pues es indeseable producir yacimientos con empuje por agua con uno de empuje por gas. | Dudas para llevar a cabo tratamientos de estimulación y conversión a levantamiento artificial con gas. |
| Para tener en control apropiado del yacimiento con el fin de evitar zonas drenadas de petróleo que estén produciendo agua o gas. | Probabilidades muy altas de que se originen pescados durante y después de la completación, lo que eleva los costos por equipos de pesca, servicios y tiempos adicionales de cabria. |
Tipos:
§ Completación de doble zona con una sarta: Este tipo de completación utiliza una sola tubería para producir una zona y dejar otra zona aislada. Utiliza por lo general dos empacaduras sencillas.
| Ventajas | Desventajas |
| Bajo costo | El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los fluidos. |
| | La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior. |
§ Completación de dos zonas con dos sartas: Este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y dos empacaduras: una sencilla, que por lo general es de tipo permanente, y una dual hidráulica, la cual puede ser convencional o de asentamiento selectivo. Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial. Este diseño se puede completar con métodos para control, de arena.
| Ventajas | Desventajas |
| La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubería de producción. | El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos. |
| la herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior. | Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo o de reparar la zona superior. |
§ Completación de tres zonas con dos sartas: Este tipo de completación utiliza dos tuberías de producción y tres empacaduras: una sencilla y dos duales hidráulicas.
Cualquiera de las zonas puede ser adaptada para producir por levantamiento artificial por gas.
| Ventajas | Desventajas |
| Se puede producir con levantamiento artificial por gas. | Alto costo inicial. |
| Se pueden realizar reparaciones con tuberías concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas. | Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas. |
§ Completación Triple: este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos o más tuberías y empacaduras de producción.
| Ventajas | Desventajas |
| Permite obtener alta tasa de producción por pozo. | Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación. |
| | Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc. |
E. Completación a hoyo revestido con empaque con grava:
El empaque con grava en “hoyo revestido” es una de las técnicas de control de arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo.
Las diferentes técnicas más conocidas son las siguientes:
§ Sistemas convencionales – empacados con agua:
- Circulación en reverso.
- Circulación Crossover.
- Técnica de Washdown.
§ Sistemas de empaque por lechada de cemento:
- Técnica de Squeeze.
- Técnica de un viaje.
- Técnica de Washdown.
Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava, independiente de la técnica que se utilice, genera daños al pozo en muchos casos.
Esta pérdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos de daños tales como:
§ Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de la formación con los fluidos perdidos durante la fase completación.
§ Daño debido a la alta viscosidad de fluidos perdidos.
§ Daño debido a la presencia de partículas solidas como carbonato de calcio y sal usados como aditivos para controlar perdidas de fluidos, bombeados antes del empaque con grava, que pueden crear taponamiento del medio poroso por sólidos.
| Ventajas | Desventajas |
| Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores. | Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo. |
| Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua. | Perdida de fluidos durante la completación causa un daño a la formación. |
| La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. | Erosión/corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta. |
F. Completación a hoyo abierto ampliado con empaque con grava.
El empaque con grava “hoyo abierto ampliado” implica perforar por debajo de la zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar la sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido, para luego colocar una rejilla frente al intervalo ampliado. De tal forma que la rejilla o “liner” ranurado funcione como dispositivo de retención de la grava y el empaque con grava como filtro de la arena de la formación.
La razón fundamental que justifica esta operación en un hoyo abierto es la de remover el daño presente en la zonas más cercana al pozo.
Ø Características de la completación de pozos:
Existen tres Requerimientos o características Básicas en cada completación, en común con casi todos los productos y servicios de operaciones Petroleras. Una completación debe proveer los medios para la producción de Gas y/o Petróleo (o Inyección). Las cuales deben ser:
· Seguro
· Eficiente / Económico
· Confiable
FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE COMPLETACIÓN DE POZOS
Para el diseño de completación de pozos se deben tomar en cuentan los siguientes factores ya que la productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:
| Factores | Descripción | Tipos |
| Ambientales | Son aquellos factores que influyen en el sistema o que lo limitan, pero acerca de los cuales no puede hacerse nada. | · Ubicación del pozo · Profundidad · Presión y temperatura del yacimiento · Configuración del yacimiento · Mecanismo de producción del yacimiento · Características de los fluidos y de las rocas. |
| Restricciones del entorno | Las restricciones son factores que impiden que el sistema funcione bien del todo el tiempo. | · Cementación primaria · Daño de formación · Conificación de agua o gas · corrosión |
| Recursos disponibles | Los recursos son los elementos que ayudan a que el sistema logre sus objetivos. Los recursos pueden mejorarse. | · tasa de producción · técnica de producción · estimulación futura · métodos de reparaciones futras · posibilidad de inyección de fluidos · dispositivos de seguridad |
| Tasa de producción requerida. | | |
| Reservas de zonas a completar. | | |
| Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. | | |
| Necesidades futuras de estimulación. | | |
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| Futuras reparaciones. | | |
| Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc. | | |
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| Inversiones requeridas. | | |
TIPOS DE FLUIDOS DE COMPLETACIÓN DE POZOS
Los fluidos de completación permiten mantener las condiciones apropiadas para colocar la completación de modo eficiente y seguro, esto evita causar daño a la formación productora.
El objetivo principal al momento de la aplicación del proceso de Completación es seleccionar el fluido adecuado para controlar la presión y evitar el daño a la formación.
Los fluidos de completación o reparación de pozo son aquellos que se bombean o se hacen circular dentro de hoyo en el momento de realizar operaciones de control de pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo, evaluación y Completación.Un fluido de completación es un fluido que mantiene en el pozo las presiones de formación a fin de evitar un posible influjo incontrolado desde el pozo a superficie, otra función es minimizar cualquier daño a la formación así como para evitar la corrosión de los equipos.
Ø Clasificación
Los fluidos de completación se clasifican:
· Según su homogeneidad.
§ Fluidos con sólidos en suspensión.
§ Fluidos sin sólidos en suspensión.
§ Fluidos espumosos.
A continuación se describe cada uno de los tipos de fluidos de completación según su homogeneidad:
| Tipos | Descripción | Nota importante. |
| Fluidos con sólidos en suspensión. | Son aquellos que contienen una gran cantidad de sólidos para incrementar su peso, y su función es controlar las presiones de la formación o yacimiento. | Son poco usados ya que originan taponamiento de las perforaciones y reducción de la permeabilidad. Esto ocasiona una disminución en la productividad de los pozos. |
| Fluidos sin sólidos en suspensión. | Son aquellos fluidos cuyo principal componente es petróleo o soluciones de salmuera. Estos fluidos contienen una serie de aditivos para mejorar sus propiedades, tales como: inhibidores de arcillas, anticorrosivos y controladores de pérdidas de circulación. | Son lo más utilizados, ya que producen poco daño a la formación, y la productividad no se afecta tanto como cuando se usan fluidos con sólidos en suspensión. |
| Fluidos espumosos | están constituidos por emulsiones estables de lodo, aireadas (aire o gas) con aditivos estabilizadores del lodo y agentes espumosos. Tienen aplicación cuando otras técnicas no son satisfactorias por razones económicas, mecánicas u otras. Con los fluidos espumosos se baja la presión hidrostática contra la formación con lo cual se minimiza la invasión de sólidos y la pérdida de circulación. | Este flujo es muy utilizado en completaciones a baja presión. |
· Según su componente principal.
§ Petróleo:
§ Agua salada:
§ Agua salada producida en el campo.
§ Cloruro de sodio y cloruro de calcio:
§ Cloruro de calcio:
§ Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio:
§ Lodo convencional a base de agua:
§ Lodo a base de petróleo o emulsiones inversas:
§ Fluidos a base de polímeros:
A continuación una descripción de los fluidos de completación según su componente principal:
| Tipos | Descripción. |
| Petróleo | La disponibilidad del petróleo en la mayoría de las localizaciones, ofrece una alternativa excelente en aquellos casos donde la densidad no presenta un factor crítico. |
| Agua salada | Las soluciones de agua salada tienen muchas aplicaciones como fluido para completaciones y reparaciones de pozos. Sin embargo, cuando la formación contienen arcillas del tipo montmorillonita, el agua puede producir una expansión o hinchamiento en la arcilla, lo cual no es deseable. Las investigaciones en laboratorios han demostrado que si estas arcillas se contaminan con agua dulce, se reduce considerablemente la permeabilidad de las formaciones. |
| El agua salada producida en el campo | Este es el fluido de reparación más comúnmente usado. Esto se debe, fundamentalmente, a su bajo costo y a su disponibilidad, a pesar de que contiene bastantes sólidos. Cuando sea necesario tener una presión superior a la de la formación, se puede usar una solución de agua salada de densidad apropiada. |
| Cloruro de sodio y cloruro de calcio | La combinación de cloruro de sodio y cloruro de calcio se puede utilizar para obtener las densidades comprendidas entre 10 y 11 lpg. El cloruro de sodio se puede utilizar sin mezcla con otras sales, lo cual es una práctica muy común, ya que de esta manera se disminuye el costo total del fluido. |
| Cloruro de calcio | Para obtener una densidad máxima de 11.7 lpg, se usa el cloruro de calcio. Normalmente, el cloruro de calcio se obtiene en concentraciones de 95%. No obstante, si se produce una disminución de la temperatura, por debajo de la temperatura de saturación, correspondiente a una densidad dada del agua salada, el cloruro de calcio se precipita. Este problema se elimina al no exceder el límite de densidad para la temperatura mínima que pudiera presentarse. |
| Nitrato de calcio, cloruro de zinc y cloruro de calcio. | Con una solución de cloruro de calcio y nitrato de calcio se puede incrementar la densidad hasta 14.3 lpg. De una manera similar, con una combinación de cloruro de calcio y cloruro de zinc, se pueden obtener densidades de hasta 17 lpg. Ambas sales son costosas y los inhibidores orgánicos disponibles no proveen efectividad por periodos largos de tiempo. Debido a su corrosividad, estas soluciones deben usarse con extremo cuidado. Los fluidos de reacondicionamiento, que contengan nitrato de calcio o cloruro de zinc, no deben emplearse como fluidos de empacaduras, y en todos los casos se deben circular completamente, hasta eliminar los residuos del hoyo antes de la terminación. El factor limitante de estas salmueras es su costo relativamente alto. |
| Lodo convencional a base de agua. | El lodo no puede considerarse entre los fluidos de completación más deseables, debido a que las partículas de los sólidos pueden bloquearse la formación y taponear las perforaciones. El análisis económico y la disponibilidad son las razones que imponen su uso, como fluido de control, en lugar del agua salada. Esto ocurre, especialmente, cuando se requieren densidades mayores de 11 lpg. El lodo a base de agua también es indeseable como fluido de empacadura, debido a la tendencia de los sólidos de acumularse alrededor de la tubería, lo que puede resultar costoso cuando se requiera un trabajo de pesca. Otro de los problemas que ocasiona la utilización de un lodo pesado (14-15 lpg) es la imposibilidad de realizar los trabajos de guaya fina durante la completación de un pozo, ya que dichas herramientas flotan en el mismo. |
| Lodo a base de petróleo o emulsiones inversas. | El filtrado de los lodos a base de petróleo o emulsiones inversas es petróleo. Por lo tanto, estos lodos son considerados, generalmente, menos dañinos que los lodos convencionales a base de agua. Ademas, evita problemas de hinchamiento de las arcillas que suelen ocurrir con la presencia de agua en el fondo. Los lodos a bese de petróleo o emulsiones inversas pueden usarse como fluidos de empaque, porque, aunque permiten cierto asentamiento de sólidos, el mismo ocurre después de un largo periodo de tiempo. También su uso está limitado a pozos profundos con altas temperaturas de fondo que requieren fluidos densos. |
| Fluidos a base polímeros | Existen en el mercado fluidos de completación del tipo de polímero, tales como: (solubrigde, soluklen, WL-100, Baravis, Barabuf, Baracard), los cuales son considerados como fluidos limpios. Sin embargo, su uso ha sido muy limitado en Venezuela, principalmente por su alto costo. |
Ø Factores que afectan la selección de un fluido de completación y reparación:
El tipo de fluido se debe emplear depende de los factores inherentes a la operación de completación y reparación sobre la cual se desea controlar. Estos factores son:
· Mecánicos
· De formación
· Ambientales
| Factores | Tipos |
| Mecánicos | · Velocidad Anular · Facilidades De Mezclas · Naturaleza y cantidad de fluido en el pozo · Espacio Anular · Estabilidad de mezcla · Corrosión · Componentes de fluidos |
| De formación | · Presión · Consolidación de la formación · Permeabilidad · Porosidad vugular · Temperatura · Arsillosidad · Humectabilidad |
| Ambientales | · Contaminación · Economía · Seguridad · Invasión de bacterias |
Ø Daños a la formación por los fluidos de Completación:
Tipos:
A continuación se presentan en una tabla donde se describen los tipos de daños a la formación por los fluidos de la completación
| Tipos | Descripción |
| Daño por cambio químico | Este daño depende de las propiedades mineralógicas particulares y de la textura de la roca Generalmente, ocurre en las rocas sensibles al agua, es decir, aquellas en las que se produce reducción de permeabilidad por hinchamiento de las arcillas al contacto con el agua, o se produce dispersión de la arcilla, taponando el medio poroso. |
| Daño Por cambio físico | Es causado por una operación específica efectuada en el pozo y que puede traer como consecuencia la invasión de partículas sólidas del fluido de completación y reparación. |
CONCLUSIÓN
La completación es la preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento.
De forma más clara se puede decir que el proceso de Completación son cada uno de los trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el pozo en condiciones de producir. En la completación del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: el revestimiento del hoyo, la disposición del equipo de producción y el número de zonas productoras
Los estudios que se realizan para la caracterización de un yacimiento son los que dictan los parámetros para el uso de la completación del pozo, para luego su producción del hidrocarburo.
Cabe señalar que un fluido de completación es un fluido que mantiene en el pozo las presiones de formación a fin de evitar un posible influjo incontrolado desde el pozo a superficie, otra función es minimizar cualquier daño a la formación así como para evitar la corrosión de los equipos.
BIBLIOGRAFÍA
v Pág. Web:
v Otras Fuentes:
· BROWN, H. D. Y L. L. Rayner. 1989. COMPLETACIÓN DE POZOS. Volumen 1, Caracas. Schlumberger-Surenco S. A. Páginas: 190-196,198-206, 238-243.
· BARBERII, Efrain. 1989. LA INDUSTRIA VENEZOLANA DE LOSHIDROCARBUROS. TOMO I, Caracas. Ediciones del CEPET. Páginas: 287-297, 304-321.
· BARBERII, Efrain E. 1998.EL POZO ILUSTRADO. Primera edición en Cd-Rom, Caracas, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED). Páginas: 150-157
