4 fluidos empacadores

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Guía de Diseño de Fluidos Empacadores CONTENIDO

1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIÓN

3. FUNCIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS EMPACADORES

4. TIPOS DE FLUIDOS EMPACADORES

a. Base aceite b. Base agua

5. SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS EMPACADORES

a. Corrosión b. Densidad c. Temperatura de cristalización d. Aislamiento térmico (parafinas y asfáltenos) e. Daño a la formación f. Costo

6. CONSIDERACIONES PARA EL DESPLAZAMIENTO DEL FLUIDO EMPACADOR

APÉNDICE 1

a. Cálculo de la densidad de una salmuera por efecto de presión y temperatura b. Cálculo del cambio de densidad de salmueras

APENDICE 2

a. Nomenclatura.

En esta guía se muestran los fundamentos y criterios adecuados para la selección y diseño del fluido empacador en la terminación del pozo con objeto de evitar la corrosión de las tuberías, mantener el control del pozo en caso de falla del empacador y recuperar los aparejos durante las reparaciones del pozo sin problemas de pegaduras u obstrucción.

Guía de Diseño

2 Gerencia de Tecnología

1. OBJETIVO Desarrollar una guía para diseñar y seleccionar adecuadamente el fluido empacador en la etapa de terminación y mantenimiento de pozos, a fin de evitar problemas de corrosión en las tuberías, facilitar la recuperación de los aparejos de producción, disponer de una columna hidrostática para el control del pozo y minimizar la transferencia de calor para reducir la posibilidad de depositación de parafinas y asfáltenos. 2. INTRODUCCIÓN Un fluido empacador es un fluido que ocupa el espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento desde el empacador, hasta el cabezal de tuberías. La diferencia entre los fluidos de terminación y los fluidos empacadores es que los primeros están frente del intervalo productor al momento del disparo y el fluido empacador permanece en el espacio anular durante la vida productiva del pozo, en algunos casos un mismo fluido cumple las dos funciones. 3. FUNCIONES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO EMPACADOR Un fluido empacador debe cumplir con las siguientes funciones: a.- Ejercer una columna hidrostática para controlar el pozo en caso de fugas en el empacador o aparejo de producción. Durante la vida productiva del pozo, la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido empacador evitara que se presente una presión elevada en superficie en caso de tener una comunicación, además esto facilitara el control del pozo. b.- Reducir la presión diferencial entre los espacios anulares de TP -TR y TR – agujero.

Si no se tiene un fluido adecuado se puede generar una diferencial de presión alta entre el interior de TP y espacio anular, produciendo el movimiento del aparejo, lo cual ocasiona esfuerzos en el mismo. El fluido empacador puede servir como respaldo en casos especiales (domos salinos) para evitar el colapso de la tubería de revestimiento. En estas circunstancias se deberá seleccionar la densidad adecuada. c.- Reducir el efecto de corrosión de las tuberías de producción y de revestimiento. Si la selección del fluido empacador no es la adecuada se propiciara un ambiente favorable a la corrosión, lo cual causara un deterioro de las tuberías de producción y de revestimiento (para aceros convencionales) generando problemas de comunicación con el espacio anular, dificultad para la recuperación del aparejo y a veces hasta la perdida del pozo. d.- Minimizar la transferencia de calor a través del aparejo para reducir la depositación de parafinas y asfáltenos. Si se tiene un fluido empacador que tenga baja conductividad térmica y que además no permita el fenómeno por convección de calor, puede reducirse la posibilidad de depositación de parafinas y asfáltenos; esto es debido a que con el fluido empacador sé tendrá menos transferencia de calor del fluido producido teniendo como resultado una temperatura mayor. e.- Facilite la recuperación del aparejo durante las reparaciones. Al intervenir el pozo para una reparación frecuentemente se encuentran depósitos de sólidos en el espacio anular, dificultando la recuperación del aparejo de producción debido al atascamiento del empacador y/o tubería de producción, resultando en perdidas de tiempo y de recursos debido a pescas y moliendas, por lo que requiere un fluido que evite esta problemática.

Fluidos Empacadores

Subgerencia de Terminación y Mantenimiento de Pozos 3

Las características que debe reunir un fluido empacador son las siguientes:

a. No dañar la formación (hinchazón de arcillas, cambio de mojabilidad, formación de emulsiones, etc.)

b. No dañar el medio ambiente c. No dañar los elastómeros del

empacador d. Química y mecánicamente estables e. Minimizar la corrosión

4. TIPOS DE FLUIDOS EMPACADORES Los diferentes tipos de fluidos empacadores se muestran en la figura 1. Existen básicamente dos tipos de fluidos empacadores; los de base aceite los cuales pueden formar emulsiones, usando aceite –diesel y el resto agua en una proporción del 10% al 35% según los requerimientos de densidad o únicamente el diesel y los fluidos base agua, los cuales tienen como componente principal agua dulce o agua de mar. Los fluidos base se pueden usar sin densificar agregando inhibidores de corrosión, bactericidas, viscosificantes, alcalinizantes, secuestrantes de O2,

controlador de pH. Esto dependerá de las condiciones requeridas del pozo.

a) Fluidos empacadores base aceite Estos fluidos se formulan con fluidos base aceite-diesel, tienen por lo general baja conductividad térmica. La gravedad especifica esta determinada por su composición química, la viscosidad es pequeña y sensible a la temperatura. En el caso del aceite debe verificarse que no contenga parafinas y asfáltenos, agua de formación o finos que puedan dañar el intervalo productor. En el caso del diesel no tiene problemas de emulsificación y cambios de mojabilidad, pero debe considerarse su contenido de azufre para evitar el daño de los elastómeros del empacador por lo que se recomienda su control de calidad mediante la prueba de punto de anilina o usando aceite diesel # 2. Estos fluidos evitan la corrosión de las tuberías debido a su naturaleza no polar, su conductividad térmica es menor a los de base agua.

Figura 1. Tipo de fluidos empacadores

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Las emulsiones inversas son estables a temperaturas altas y pueden densificarse con sales en la fase acuosa para evitar la precipitación de material sólido y daño a la formación. El inconveniente es que pueden dañar la formación debido a cambio de mojabilidad por los emulsificantes o puede romperse la emulsión separándose las fases. Los fluidos diesel gelificados son de una tecnología reciente y se usan en forma efectiva cuando se tiene problemas de parafinas y asfáltenos, se verán con mas detalle en la sección de “Aislamiento Térmico “. Ventajas y desventajas de los fluidos base aceite Aceite-diesel

Ventajas

Evita la corrosión en las tuberías Buen aislante térmico No daña la formación Libre de sólidos Estable a altas temperaturas

Desventajas

No se puede densificar Costo alto

Emulsión Diesel –Salmuera

Ventajas

Evita el daño a la formación Baja corrosión en las tuberías Estable a alta temperatura Se puede densificar

Desventajas

Costo alto Diesel Gelificado

Ventajas

Excelente aislante térmico

No daña la formación Evita la corrosión en las tuberías Estable a alta temperatura Se puede densificar

Desventajas

Costo alto

a) Fluidos empacadores base agua El agua es el fluido base para formular salmueras, a la cual se le agregan sales para densificar y aditivos de control de perdida de fluido, inhibidores de arcillas y de corrosión, controlador del pH. , secuestrantes de O2 y biocidas según las necesidades. Es importante mencionar que debe haber compatibilidad química entre los componentes. El agua que se usa como fluido base debe estar libre de sólidos y no contener sales y iones en solución. Debido a su gran habilidad para disolver un gran número de compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles en el pozo, por lo tanto la calidad del agua usada para preparar los fluidos empacadores debe cumplir con los parámetros de calidad mostrados en la tabla 1.

T A B L A 1 P R O P IE D A D E S D E L A G U A U S A D A P A R A P R E P A R A R

S A L M U E R A S

M g /L

S ó lid o s to ta le s d isu e lto s 1 0 0

S ó lid o s en su sp en s ió n 0 -1 0 0 D u reza d e c a lc io (C a C O 3 ) 4 0 D u reza d e m a g n e sio 4 0 A lca lin id a d to ta l 2 0 0 C lo ru ro s 4 1 2 S u lfa to s(N a 2S O 4 ) 2 0 0 F o sfa to s to ta le s so lu b les (P O 4) 0 .1 C ro m a to s(C rO 4) 0 .0 5 F ierro T o ta l 0 .3 0 p H 7 -9

Fluidos Empacadores


Agua Dulce La densidad limita su aplicación para su uso y para que cumpla con las propiedades requeridas se le agregan aditivos. Agua de mar Es un abundante recurso en pozos costa afuera; donde se puede usar si cumple los requerimientos de no contener sólidos y otros componentes, haciendo un análisis químico. Su aplicación esta limitada por su densidad, aunque puede usarse en un rango mas amplio densificándola. Ventajas y desventajas de agua dulce o de mar Ventajas

No contiene sólidos Bajo costo Buena disponibilidad No contamina

Desventajas

Daño a la formación No se puede densificar Puede generar problemas de

corrosión Baja capacidad como aislante térmico

Fluidos de perforación Es común usar estos fluidos debido a su disponibilidad, pero no todos pueden reunir las condiciones requeridas en cuanto a contenido de sólidos y composición química. El acondicionamiento requiere un costo adicional que puede resultar costoso. Otro problema con su uso es la presencia de aditivos que se pueden degradar y formar H2S y CO2. Ventajas y desventajas de los fluidos de perforación

Bajo costo Se puede densificar

Desventajas

Asentamiento de sólidos sobre el empacador y tubería dificulta la recuperación del aparejo

Daña la formación (Alto contenido de sólidos)

Puede generar problemas de corrosión si no es tratado adecuadamente (aditivos degradan con la temperatura y forman CO2 y H2S)

Nota: por sus desventajas no es recomendable utilizarlo. Salmueras Estos fluidos tienen agua dulce como fluido base y se adicionan sales dobles o triples según los requerimientos de densidad y composición de la formación, su uso es común debido que se puede evitar el daño a la formación, controlar la corrosión y densificar en un amplio rango, pero por el contrario tiene el inconveniente de que en temperaturas altas aumenta la velocidad de corrosión. Las sales dobles y triples en presencia de CO2 y presión producen precipitados. La solubilidad del hierro con la salmuera CaBr2 /ZnBr2 a temperaturas de 273 oC produce precipitados aun usando inhibidor de corrosión. Las salmueras que contienen bromuros y cloruros son corrosivas y toxicas por lo que existe una normatividad ecológica estricta en cuanto a su manejo y disposición final que debe observarse. Se debe evaluar su uso mediante un análisis costo-beneficio. En temperaturas bajas debe de considerarse el fenómeno de cristalización en procesos de enfriamiento como en el caso de pozos costa afuera con tirantes de agua profunda. En la figura 2 se muestran los rangos de densidades de las salmueras y otros fluidos

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Ventajas y desventajas de las salmueras Ventajas

No contiene sólidos Se puede densificar No dañan la formación

Desventajas

Puede generar problemas de corrosión si no es tratado

Baja capacidad como aislante térmico No es muy estable a altas

temperaturas

Nota: Las salmueras triples de bromuro de calcio y zinc son corrosivas, toxicas y alto costo.

Salmueras con biopolímeros Los formiatos de sodio, potasio y cesio, tienen la ventaja con respecto a las salmueras anteriores que son muy estables con la temperatura y amigables con el medio ambiente, además que la velocidad de corrosión de tuberías es menor, se puede utilizar goma xantana como viscosificante ; la cual soporta temperaturas altas , además que es biodegradable .

Ventajas y desventajas de las Salmueras con biopolímeros. Ventajas

Estable a altas temperaturas (150 oC)

No contiene sólidos No contamina No daña la formación Se puede densificar

Desventajas

Costo alto Puede generar problemas de

corrosión si no es tratado Baja capacidad como aislante térmico

5. SELECCIÓN DE LOS FLUIDOS EMPACADORES

a) Corrosión

La corrosión es el deterioro del acero o de sus propiedades debido a su medio ambiente. Los cuatro elementos necesarios para que se lleve a cabo la corrosión son: un ánodo, un cátodo, un electrolito y una trayectoria conductiva. La figura 3 ilustra esquemáticamente el proceso de corrosión galvánica que se presenta mas comúnmente en las tuberías expuestas a los fluidos empacadores.

Figura 3. Corrosión en la tubería

..8 1.20

1.44

1.7 1.9 2.2 2.4Figura 2

2

NaBr(1.52)

NaCl (1.20)

CsHCO (2.31)

CaBr 2 /ZnBr (2.29) 2 CaBr 2 /CaCl (1.82) 2

NaHCO (1.32) 2 CaCl (1.39) 2

KHCO (1.59) 2 CaBr (1.70) 2

Aceite diesel (0.84) Agua Dulce (1.0) Agua de Mar (1.02)

KCl (1.16

CaBr 2 /ZnBr (2.30) * 2 CaCl / 2

* 2.17 gr/cm3 es la densidad máxima práctica para salmueras de CaCl2/CaBr2/ZnBr2. A densidades mayores es muy difícil controlar las velocidades de corrosión.

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La reacción que ocurre en las tuberías es la siguiente:

Reacción del ánodo:−+ +→ eFeFe 220

Factores que afectan la velocidad de corrosión: El pH es la medida de acidez o alcalinidad de un fluido. El pH de salmueras de densidad 1.39 gr/cm3 es casi neutro, disminuye con el aumento de densidad por el efecto de hidrólisis que se lleva a cabo cuando una salmuera contiene una base fuerte. Uno de los principales problemas con este tipo de fluidos es el control de la corrosión (el valor establecido es de 0.1 mpy en cupones de TP grado N-80). La corrosión es causada por los agentes corrosivos O2, CO2 y H2S ; los inhibidores de corrosión no la evitan, pero si la disminuyen. Están clasificados como aniónicos, cationicos y no aniónicos. Los inhibidores aniónicos son atraídos hacia una superficie anódica y son formados a base de un radical del tipo R-COOH tiene cargas negativas y buscan abandonar a sus electrones. Los inhibidores cationicos están en general formados por aminas con átomos de N2, los cuales tienen carga positiva y pueden ser atraídos a una superficie catódica los cuales son del tipo de formación de película entre los principales tenemos las aminas, las cuales son efectivas en salmueras que no contienen Zn Br2. La estabilidad térmica de las aminas varia desde 137o a 204 °C. Los aditivos no aniónicos tienen las características de los dos anteriores es decir son atraídos por cargas positivas y negativas (hacia los cátodos y ánodos), tienen la particularidad de una alta adsorción sobre la superficie del metal; por lo que retardan la corrosión, mezclados con el aceite los hace más eficientes. Los principales aditivos mas comúnmente usados en los pozos por su alta eficiencia son los del tipo orgánico. Los inhibidores de corrosión usados en fluidos empacantes van

dirigidos a atacar el O2, bacterias anaeróbicas y aeróbicas. Estos aditivos, reaccionan químicamente con el O2, CO2 y H2S para producir sales no reactivas. Son compatibles con los aditivos formadores de película con los cuales conjuntamente dan protección anticorrosiva. b.) Densidad La densificación puede ser necesaria para que el fluido empacador ejerza cierta presión hidrostática; esto se logra usando sales sencillas o combinadas dependiendo de la densidad requerida. Cada una de las sales forma una salmuera en un rango de densidades como se muestra en la figura 2. La expansión térmica es el aumento de volumen de la salmuera por efecto de la temperatura, lo que ocasionará variar la densidad requerida a condiciones de superficie. La Figura 4 ilustra la variación de la densidad con la temperatura, debido a este fenómeno

15.0

15.5

16.0

16.5

17.0

17.5

18.0

18.5

19.0

60 70 80 90 100

Temperatura °F

Den

sida

d de

sol

ucio

nes

de

CaC

l2/C

aBr2

/ZnB

r2 e

n lb

/gal

.

NL Baroid/NL Industries, Inc.

gr/c

m3

15 20 25 30 35 40

°C

2.20

2.15

2.10

2.05

2.00

1.95

1.90

1.85

1.80

Figura 4. Los efectos del cambio de Temperatura sobre la densidad de soluciones de CaCl2/CaBr2/ZnBr2.

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Por lo general los factores de expansión térmica aumentan con la concentración de sal para todas las salmueras, como se observa en la figura 5. En el Apéndice 1a se muestra la ecuación para determinar la densidad a condiciones de superficie a partir de la densidad requerida en el fondo. En el Apéndice 1b se encontraran los cálculos de materiales para aumentar la densidad de una salmuera, utilizando sales sencillas dobles y múltiples. Conocer la viscosidad de una salmuera es necesaria para el cálculo de la hidráulica durante la colocación y recuperación de la misma; esta es una función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas así como de la temperatura. En la figura 6 se muestra la variación de la viscosidad con la temperatura para diferentes salmueras. La temperatura afecta la estabilidad de la salmuera y la velocidad de corrosión

c. Temperatura de cristalización La cristalización de una sal es definida por el siguiente comportamiento de la curva mostrada en la figura 7. En un proceso de enfriamiento en una salmuera formada por una sal; al ir disminuyendo se formara el primer cristal a una temperatura determinada FCTA a esta temperatura se le llama temperatura de aparición del primer cristal; continuando este proceso y disminuyendo la temperatura se alcanza la temperatura absoluta de cristalización TCT en la que la curva tiene una inflexión. Esto sucede debido a las condiciones termodinámicas de la cristalización, seguido de una región que sigue una tendencia ascendente; si después se calentara, entonces se tendrá un cambio de pendiente y ascenso continuo hasta donde el último cristal desaparece ( LCTD). Si el efecto de cristalización ocurre, el fluido pierde completamente sus funciones, lo cual seria catastrófico.

Visc

osid

ad, c

p Temperatura °C

Figura 6. Viscosidad de NaCl, CaCl2 y CaBr2 como una función de la temperatura

Con

cent

raci

ón to

tal d

e sa

l.

% e

n pe

so

Factores de Expansión (lb/gal/100°F)

Figura 5. Factor de expansión para varias salmueras

Fluidos Empacadores


Es importante hacer notar que cada sal tiene su punto de cristalización y en sales combinadas se considera la de menor valor. Este proceso adquiere importancia en pozos marinos costa afuera en tirantes de agua profundos.

d.) Aislamiento Térmico La detección temprana de depositación de material orgánico se puede hacer mediante las envolventes de fase para parafinas y asfáltenos para evitar su depositación y la obstrucción de los aparejos de producción.

Es conocido que durante el flujo de la producción de crudo a la superficie a través de las tuberías, se enfría debido a la transferencia de calor con el medio que lo rodea y se pueden alcanzar las condiciones de temperatura donde se alcanza el punto de nube (condiciones de temperatura a las que se empiezan a formar los primeros cristales de parafina) y la depositacion de parafina y asfálteno. Mediante el uso de un fluido empacador cuyo valor de conductividad térmica sea pequeño, se puede evitar la perdida de calor y por consiguiente en algunos casos la depositación de material inorgánico en el

aparejo y con ello costos innecesarios de producción diferida a causa de trabajos de limpieza del pozo que pueden obstruirlo totalmente ocasionando intervenciones a los pozos para limpieza o cambios de aparejo. Algunas características que debe tener este fluido aislante es no degradarse con el tiempo, ni solidificarse. Existe en el mercado un diesel gelificado similar al utilizado en fracturamiento hidráulico, libre de sólidos, formado por fosfato de ester y aluminato de sodio produciendo un polímero en asociación con un ester de fosfato de aluminio con aditivos cuyas ventajas son las siguientes:

• La transferencia de calor por convección en este caso es mínima debido al movimiento limitado de la interacción molecular. En varios pozos se han tenido ganancias desde 9 grados hasta 21 grados centígrados con gradientes de temperatura de 0.9 oC/100 m.

• La acción de este fluido es efectiva y

económica; no existe riesgo de daño a la formación como cuando se usa el método tradicional de aceite caliente el cual resulta no económico por la producción diferida y tratamientos requeridos en forma continua.

• Evita la corrosión en las tuberías,

mediante el uso de inhibidores de corrosión basándose en aminas fenolicas.

• No hay asentamiento de sólidos, es

estable con la temperatura, la densidad proporcionada es por disolución del material por lo que no ocurre asentamiento de sólido.

• No se degrada con el tiempo.

Las figuras 8 y 9 muestran la ganancia de temperatura debido a la baja transferencia de calor en pruebas efectuadas con este fluido.

Figura 7. Curva de cristalización para salmueras de 2.3 gr/cm3(19.2 lb/gal ZnBr2/CaBr2)

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Es indicado usar este fluido en pozos que producen parafina y/o asfáltenos debido a que se han mantenido sus propiedades desde hace 2 años hasta el momento actual.

e.- Daño a la formación

Los fluidos usados como empacadores entran en contacto directo con la formación cuando se controla el pozo durante las reparaciones o fugas en el aparejo o en el empacador; por lo que deben ser compatibles con la formación y con los fluidos producidos haciendo pruebas de compatibilidad para evitar daño a la formación por precipitación de sólidos, formación de emulsiones, etc.

f.- Costos El fluido seleccionado debe considerar lo siguiente: 1. – Los Costos iniciales por la adquisición, transporte, preparación, etc. 2. -Los costos de mantenimiento por acondicionamiento del fluido, los posibles costos por corrosión de las tuberías, pescas o string shot por recuperación de aparejos por atrapamiento o pegadura de tuberías debido al asentamiento de sólidos y el costo por daño a la formación y su efecto en la productividad, además del aspecto de seguridad y contaminación del medio ambiente. 3. -Se debe considerar los costos debido a la ubicación del pozo y su accesibilidad en caso de requerir densificación. El costo del diesel es alto, pero deben considerase las ventajas que tiene en cuanto a su estabilidad con la temperatura y sus propiedades de no-polaridad evitando el uso de inhibidores de corrosión; por lo que debe evaluarse su uso considerando los aspectos señalados anteriormente, incluyendo el posible daño a los elastómeros del empacador. La Figura 10. muestra una tabla comparativa de costos relativos de las salmueras donde se muestra que para una densidad .requerida existen varias sales, donde se puede seleccionar la de menor costo siempre y cuando exista compatibilidad química con los otros aditivos.

Figura 8: Gráfica de Resultado de pruebas con Gel en varios pozos Vs Fluido convencional

Figura 9. Ganancia de Temperatura de Diesel gelificado VS Fluido de un pozo

Figura 10. Costo relativo y densidad de salmueras

Fluidos Empacadores


La tabla 2 muestra una matriz de los fluidos empacadores contra los criterios de selección y características , así como el grado de afectación. Esta tabla ayudará a la selección del fluido empacador mas adecuado. 6. CONSIDERACIONES PARA EL DESPLAZAMIENTO DEL FLUIDO EMPACADOR El desplazamiento del fluido en el pozo por el fluido empacador se lleva a cabo una vez que sé a lavado el pozo perfectamente de acuerdo a los lineamientos establecidos en la Guía #1 de Lavado de Pozos. Es recomendable hacer el desplazamiento de los fluidos en circulación inversa para evitar que el fluido empacador circule a través del todo el sistema y por consiguiente su posible contaminación. El régimen de flujo no es relevante en este caso, pero si afecta el costo del tiempo-equipo, por lo que debe hacerse de la forma más rápida posible dentro de las posibilidades del equipo. Para disponer del volumen de fluido empacador y equipo necesario se debe conocer lo siguiente:

• Cálculo del volumen necesario de fluido

empacador para llenar el espacio anular

Emplear la siguiente ecuación para cada sección de tubería del mismo diámetro. El volumen total deberá considerar la suma de todas las secciones de diámetro diferente en el espacio anular.

• La presión diferencial debido a la

diferencia de densidades entre el fluido a desplazar y el fluido empacador se calculará con las siguientes ecuaciones:

21 PPP −=∆ A la diferencial total de presión P∆ deberá agregarse además las caídas de presión por fricción en espacio anular y TP de acuerdo al gasto de desplazamiento.

HPHP

**1.422**1.422

22

11

ρρ

==

)*Ld(D V ean22003187.0 −=

Tabla 2. Selección de fluidos empacadores

Guía de Diseño


• Cálculo del volumen de desplazamiento Si el desplazamiento se efectúa en circulación inversa, prácticamente no se requiere fluido adicional para desplazar el fluido empacador, por otro lado si el desplazamiento es en circulación directa, el volumen de desplazamiento será igual al volumen de la tubería de producción, el cual es calculado como sigue :

Ld V itp2003187.0=

El volumen se calcula por cada sección de diferente diámetro y el volumen total será la suma de todas las secciones de diferente diámetro.

Fluidos Empacadores


APENDICE 1 a. Cálculo de la densidad de una salmuera por efecto de presión y temperatura La ecuación para calcular la presión hidrostática ejercida por una salmuera es la siguiente:

HP promh ••= ρ422.1

Donde hP , es la presión hidrostática ejercida en el fondo, psi.

Donde promρ es la densidad promedio de la salmuera, gr/cm3 . H es la profundidad vertical de la columna hidrostática, m. El procedimiento para calcular la densidad de salmuera requerida a condiciones de superficie depende de la presión y temperatura en el fondo del pozo; normalmente las salmueras son referidas a una temperatura de 21 oC. En pozos someros en formaciones de baja temperatura el efecto de la presión y temperatura es despreciable. Corrección por presión y temperatura Tomando en cuenta los factores de expansión térmica y compresibilidad. La siguiente ecuación se usa para calcular la densidad de la salmuera requerida a condiciones de superficie (21 oC).

Los factores de expansión y compresibilidad se obtienen en la siguiente tabla: La corrección por temperatura y presión es necesaria solo en pozos profundos. b. Cálculo del cambio de densidad de salmueras Salmuera simple Al aumentar la densidad de una salmuera aumenta su volumen que se calcula mediante la siguiente ecuación:

f

oof W

WVV ×=

El peso requerido de la sal adicionada se calcula con la siguiente ecuación:

ooffa SVVSS −= Para disminuir la densidad de una salmuera se agrega agua. El volumen final será calculado con la siguiente ecuación:

( ) ( )

××−×−+=

345.85.070 chep

promcs

CPCTρρ

Factor de compresibilidad, lb/gal/psi Factor de expansión ,lb/gal/oF

2)()sup( 00 FTfondoFT +

Densidad a condiciones estándar, gr/cm3 cs

p

e

c

T

C

C

ρ

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f

oof S

SVV =

Mezcla de dos salmueras: Se presenta cuando se requiere mezclar dos salmueras de diferentes densidades o con agua fresca. El cálculo del volumen final y densidad esta relacionado con la suma de los pesos y volúmenes de las dos y es obtenido mediante las siguientes ecuaciones:

fao VVV =+

ffaaoo DVDVDV =+ Las ecuaciones anteriores pueden resolverse simultáneamente en forma práctica como se muestra a continuación:

( )( )ao

fofa DD

DDVV

−

−=

( )( )fa

ofoa DD

DDVV

−

−=

( )( )fo

aoaf DD

DDVV

−−

=

( )( )fa

oaof DD

DDVV−−

=

( )( )oa

fafo DD

DDVV

−

−=

Calculo para salmueras de sales dobles Para determinar el agua adicional requerida para cada barril de salmuera original y proveer la misma relación de CaCl2. se utiliza la siguiente formula:

Of

foa W

CWC

W −=

El agua total adicional requerida es igual a la anterior tantas veces el volumen original del agua Vo como sigue:

of

fooa W

CWC

VtotalW −=

El bromuro de calcio total adicional se calculan con la siguiente ecuación:

of

foa B

CBC

totalB −=

El volumen final de la salmuera se obtiene con la misma ecuación como si fuera única

f

oof W

CVV =

Aumento de la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluida. Generalmente se usa en el campo un método usando solo bromuro de calcio, en lugar de la mezcla cloruro de calcio- bromuro, debido a que es mas practico y no requiere de equipo sofisticado ni especial. Primero se determina el volumen de agua que se uso en la salmuera original con la siguiente ecuación:

o

wwdrw W

VVVV +−= )(

Determinación de la sal para redensificar con CaCl2 y Ca Br2. Se emplean las tablas para determinar la cantidad de CaCl2 y Ca Br2 requerido para densificar cuando se emplean sales múltiples o las siguientes ecuaciones:

o

oWrw W

BVB =

o

owrw W

CVC =

Fluidos Empacadores


rwC Son las libras de CaCl2 al 95% para

redensificar agua adicionada. El volumen densificado puede ser encontrado usando la siguiente ecuación:

o

wwdrw W

VVVV +−= )(

=rwV Volumen redensificado en barriles

a

ffa DD

DDVV

−

−=

0

0

aV se convierte wV (volumen de agua

adicionado en Bls)

fV se convierte en dV (volumen diluido de salmuera en bls)

fD se convierte en dd (densidad diluida de salmuera en lbs/gal)

aD se convierte en wD ( 8.34 lb/gal densidad del agua)

( ))34.8( −

−=

DoDfDoVdVw

La cantidad de sal de CaBr2 requerida para el volumen calculado se puede determinar de tablas o mediante las siguientes ecuaciones:

WoBoVwBrw =

Cálculos con salmueras de sales múltiples Aumento de la densidad de salmueras como fluidos de terminación no diluida En el campo el método mas practico de aumentar la densidad de una salmuera no diluida es añadir 19.2 lb/gal de bromuro de Zn. Esto puede hacerse por la ecuación modificada siguiente:

)2.19()(

2.19 DfDoD

VoV f

−

−=

El volumen final, entonces es igual a:

VoVV f += 2.19 Aumento de la densidad de salmueras como fluidos de terminación diluida Primero.- Se determina la cantidad de agua que ha entrado con la siguiente ecuación:

( ))34.8( −

−=

doDdDoVdVw

Segundo.- De tablas se determina la cantidad de bromuro de calcio o la siguiente ecuación:

WoBoVwBrw =

Para calcular el volumen de solución de bromuro de zinc de 19.2 lb/gal

WoZnO

El volumen redensificado se encuentra usando la ecuación:

WoVwVwVdVrw +−= )(

VwZnrw =

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APENDICE 2 a.) Nomenclatura

: totBa Bromuro total de calcio adicionado en (lbs).

:Bf Bromuro de calcio de la solución resultante después de densificar (lbs/bl).

:Bo Bromuro de calcio (lbs/bl) de la

salmuera para incrementar la densidad, de la salmuera original.

:Brw Lbs de Bromuro de calcio al 95% para redensificar agua adicionada Vw.

:Cf Cloruro de calcio (lbs/bl) de la

solución resultante después de aumentada su densidad(salmuera final).

:Co Cloruro de calcio (lbs/bl) de la salmuera al ser aumentada su densidad.

:Crw lbs de cloruro de calcio al 95% para redensificar agua adicionada.

:Da Densidad del fluido a adicionar

(lbs/gal).

:Dd Densidad diluida de la salmuera(lbs/gal).

:Df Densidad final de fluidos (lbs/gal).

:ed Diámetro exterior de la TP , pg.

:id Diámetro interior de la TP , pg.

:oD Densidad original de fluido (lb/gal)

:D Diámetro interior de la TR, pg.

:H Profundidad, m.

: 1ρ Densidad del fluido desplazado, gr/cm3 .

: 2ρ Densidad del fluido empacador, gr/cm3.

:P∆ Diferencial de presión entre TP y TR, psi.

:L Longitud de sección de tubería, m.

:1P Presión en el fondo de la TP, psi.

:2P Presión en el fondo del espacio anular, psi.

:Sa Contenido adicional de sal (lbs/bl de

salmuera).

:Sf Contenido final de sal (lbs/bl de salmuera).

:So Contenido original de sal (lbs/bl de

salmuera).

:Va Volumen adicionado de agua a la salmuera (bls).

:fV Volumen final de la salmuera (bls)

:Vrw Volumen redensificando (lbs).

:2.19V Bromuro de zinc de 19.2 lbs/gal (bls).

:Vw Volumen adicionado de agua (bls).

:Vd Volumen de salmuera diluido (bls).

:Vo Volumen original de salmueras (bls).

Fluidos Empacadores


:anV Volumen anular, entre TP y TR, bls

:tpV Volumen interior de la TP, bls .

:Wa Agua adicionada a la salmuera

original(bls/bl).

:.Wo Contenido original de agua a la densidad de la salmuera original (bls/bl de salmuera) .

: totWa Agua total adicional requerida en (bls/bl).

:Wf Contenido final de agua (bls/bl de

salmuera).

:Znrw Bls de bromuro de zinc de 19.2 lbs/gal para redensificar agua adicionada.

:Zn Bromuro de Zn de 19.2 lbs/gal a la

densidad de la salmuera original (bls/bl).

Guía de Diseño


4 fluidos empacadores

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