Uidad 2 Fluidos de Completación.pptx

Completación y Reacondicionamiento de Pozos
Fluidos de completación.
Unidad 2
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Prof. Ing. Jaime Díaz

1. Establecer las funciones de los fluidos de completación.
2. Describir las diferentes clasificaciones de los fluidos de completación.
3. Estudiar factores que afectan a las salmueras, las ventajas de usarlas y
los criterios a considerar para su selección.
4. Establecer los criterios de selección de los diferentes fluidos de
completación y rehabilitación.
5. Estudiar la definición, funciones y propiedades de los fluidos de
empaque.
6. Determinar los tipos de daños a las formaciones y sus causas.
7. Identificar los diferentes aditivos utilizados para formular fluidos de
completación.
8. Evaluar las últimas tecnologías de fluidos de completación.
Objetivos específicos:
Unidad 2: Fluidos de completación

1. Funciones del fluido de completación.
2. Tipos de fluidos de completación.
3. Propiedades y ventajas de las salmueras.
4. Criterios de selección de los fluidos de completación y rehabilitación.
5. Fluidos de empaque.
6. Daño a la formación.
7. Aditivos de los fluidos de completación.
8. Tecnologías de los fluidos de completación.
Contenido:

Referencias bibliográficas
CIED-PDVSA. (1997). Completación y reacondicionamiento de pozos. Caracas.
CIED-PDVSA . (1999). Rehabilitación de pozos. Caracas, 1999.
Escuela de Petróleo de la UCV. (2005). Manual teórico-práctico de ingeniería de
completación y rehabilitación de pozos. Caracas.
SCHLUMBERGER. (2002). Terminación y mantenimiento de pozos. Caracas.

Blog: presentaciones, bibliografías, videos.
www.completaciondepozos.blogspot.com

1. Funciones del fluido de completación.
Fluido de completación (definición)
Es aquel que se bombea o circula dentro del pozo cuando se realizan
operaciones de control del pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo,
completación o para ser dejado en el espacio anular, después de la fase de
perforación.
Funciones del fluido de completación
1) Controlar la presión de la formación.
2) Minimizar el daño de las zonas productivas.
2) Lubricar y refrigerar la sarta de trabajo y las herramientas que se
introduzcan al pozo.
3) Suspender y transportar todos los sólidos hasta la superficie para su
eliminación.
4) Facilitar el movimiento de fluidos de tratamiento o materiales, hacia
puntos particulares dentro del pozo.

Según su homogeneidad:
-Con sólidos en suspensión: poseen una gran cantidad de sólidos
para aumentar su peso y controlar presiones, pocos usados (taponan
peroraciones y reducen la permeabilidad).Las altas densidades logradas, su
disponibilidad y economía, justifican su uso.
a) Fluidos convencionales a base de agua.
b)Fluidos convencionales a base de aceite.
-Sin sólidos en suspensión: sin sólidos, poseen aditivos que mejoran
sus propiedades (anticorrosivos, para perdida de circulación, inhibidores de
arcillas, etc.); muy usados (producen poco daño).
a) Petróleo
b) Salmueras
-Fluidos espumosos: son emulsiones aireadas, generan baja
presión hidrostática (minimizan daño y perdida de circulación), utilizados en
yacimientos de baja presión o depletados. Tiene desventaja a profundidades
mayores a 3000 pies ya que se comprime convirtiéndose casi en líquido.

Según su componente principal:
Base agua
• Fluido base agua
• Agua de formación
• Agua de mar.
• Salmuera formulada
Petróleo
• Fluido 100% aceite
• Crudo
• Diesel
FLUIDO BASE AGUA: poseen sólidos en
suspensión, poco usados por el daño a la
formación. Su disponibilidad y economía justifica su
uso.
AGUA DE MAR:
Es abundante, económica y de baja densidad.
Contiene sólidos contaminantes e impurezas
químicas. Es potencialmente corrosiva.
PETROLEO CRUDO: Es abundante en área de desarrollo y no
causa problemas de corrosión ni hinchamiento de arcillas.
No se recomienda su uso cuando:
Contiene asfalto
Es incompatible con el crudo de la formación
Tiene bajo punto de inflamación
Existe posibilidad de contaminar el área
DIESEL: Es limpio, no corrosivo y de baja densidad.
Al igual que el petróleo crudo no causa el hinchamiento de las
arcillas, pero es extremadamente tóxico y contaminante, por el
alto porcentaje de componentes aromáticos que contiene.
FLUIDO 100% ACEITE: Fluido preparado con aceite mineral
biodegradable de bajo contenido aromático. Estable a
condiciones de fondo, no corrosivo, de bajo filtrado y no causa
la hidratación de las arcillas.
Como fluido de completación cambia la humectabilidad de la
roca y disminuye la permeabilidad de la formación por bloqueo
de emulsión, y como fluido de empaque puede causar
problema atascamiento de empacadura por precipitación de
sólidos.
SALMUERAS: Son disoluciones de sales
inorgánicos en agua clara, libre de sólidos en
suspensión, que permiten obtener un amplio rango
de densidad sin necesidad de usar material
densificante dañino.
El tipo de sal y la cantidad a usar en la preparación
de una salmuera, depende principalmente de la
densidad requerida y de la temperatura de
cristalización.
AGUA DE FORMACIÓN: comúnmente usado por
su disponibilidad y economía, aunque presentan
sólidos y requieren tratamientos.

Técnicas para formular un fluido de terminación:
Fluido a base de Agua:
• Elevar los geles para evitar el asentamiento de sólidos durante largos
períodos en los cuales el fluido permanece estático.
• Elevar el pH con alcalinizantes.
• Agregue inhibidor de corrosión e inhibidores de arcillas.
• Si hay presencia de H2S, utilice un secuestrador de oxigeno.
Fluidos de base aceite:
• Debido a que la fase externa (aceite) no es conductiva ni corrosiva, no es
necesario agregar inhibidores químicos a los fluidos.
• Elevar el punto cedente y la resistencia gel para evitar el asentamiento de
sólidos.
• Aumente la concentración en exceso de cal a 5 lb/bl como una medida de
precaución contra una posible invasión de H2S.

Salmueras:
Las salmueras usadas en la industria petrolera son disoluciones en
agua clara que contienen una o más sales disueltas de los cloruros de Sodio
(NaCl), Potasio (KCl) y Calcio (CaCl2); los bromuros de Sodio (NaBr), Calcio
(CaBr2), Potasio (KBr) y Zinc (ZnBr2); y los formiatos de Sodio, Potasio y Cesio.
Ventajas de las salmueras:
-Producen un mínimo daño a la formación (no contienen `sólidos)
-Existe una gran variedad de ellas cuyas densidades alcanza hasta
20,5 lpg.
-Las salmueras con densidades mayores a 9 lpg inhiben parcialmente
a las arcillas (son inhibidoras).
-Pueden presentar bajos costos (principalmente las de cloruros)
-Son estables y las más usadas como fluidos de completación y fluido
de empaque.
-Son compatibles con muchos anticorrosivos.
-Recuperables para ser reutilizadas.

Costo relativo entre salmueras:
Desventajas de las salmueras:
-Corrosivas (especialmente las de alto peso)
-Poseen mínima capacidad de limpieza y suspensión sin aditivos.
-Incapacidad para el control de perdida de circulación y filtrado sin
aditivos.
Fuente: Osca de Venezuela S.A. Punta de Mata-Monagas

Tratamiento al agua en la formulación de salmueras:
Generalmente
es tratada con:
Bactericida: Evita la
descomposición por
bacterias.
Inhibidor de corrosión:
Protege la sarta de
completación contra
la corrosión.
Secuestradores de
oxigeno: Evitan el
efecto corrosivo del
oxígeno
Viscosificante: Dan
capacidad de acarreo
y suspensión
Inhibidor de arcilla:
previenen la hidratación y
dispersión de las arcillas.

Propiedades de las salmueras
a) Densidad:
Se pueden obtener amplio rangos de densidades de 8,4 lpg a 20,5 lpg
(flexibilidad de controlar altas presiones de formación sin usar aditivos sólidos y
dañinos como la barita)

a) Densidad:
Depende o es afectada por la temperatura (disminuye la densidad de
la salmuera) y la presión (aumenta la densidad de la salmuera), ambas en el
fondo del pozo. Es el primer parámetro para seleccionar la salmuera
adecuada a usar en el pozo.
El efecto de la temperatura es mayor al de la presión y ambos deben
ser tomados en cuenta para determinar la densidad corregida de la salmuera a
una temperatura de referencia, estimada en 60°F, y utilizando el coeficiente de
expansión de volumen correspondiente.
Corrección de densidad en superficie a temperatura de referencia (60°F):
Dc = Dm (1 + Ve (Tm - 60°F)) Dm = Dc / (1 + Ve (Tm - 60°F))
Donde: Dc: Densidad corregida o original, a 60 ºF.
Dm: Densidad a temperatura medida.
Ve: Factor de expansión de volumen
Tm: Temperatura medida en ºF.

Factor de expansión de volumen (Ve)
Ve x 10-4 Densidad (lpg) Tipos salmuera
3.49 9.0 NaC1
4.06 9.5 NaC1
2.80 12.0 NaBr
3.33 9.0 CaC1 2
3.00 9.5 CaC1 2
2.89 10.0 CaC1 2
2.60 10.5 CaC1 2
2.40 11.0 CaC1 2
2.39 11.5 CaC1 2
2.71 12.0 CaBr 2 / CaC1 2
2.64 12.5 CaBr 2 / CaC1 2
2.57 13.0 CaBr 2 / CaC1 2
Factores de expansión de volumen de las salmueras
a) Densidad:

Factores de expansión de volumen de las salmueras
Factor de expansión de volumen (Ve)
Ve x 10-4 Densidad (lpg) Tipos salmuera
2.54 13.5 CaBr 2 / CaC1 2
2.53 14.0 CaBr 2 / CaC1 2
2.50 14.5 CaBr 2 / CaC1 2
2.50 15.0 CaBr 2 / CaC1 2
2.50 15.5 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.51 16.0 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.52 16.5 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.54 17.0 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.59 17.5 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.64 18.0 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.71 18.5 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
2.78 19.0 ZnBr 2 /CaBr 2 /CaC1 2
a) Densidad:

b) Temperatura de cristalización:
Es la temperatura a la cual se comienzan a formar los cristales de sal
al enfriarse la salmuera, dado el tiempo suficiente y las condiciones nucleantes
apropiadas, pero no antes de pasar por una temperatura mínima de
sobreenfriamiento. El punto de cristalización de un fluido debe ser como
mínimo 10°F (6°C) menor que la temperatura más baja de exposición prevista.
Para proyectos de aguas profundas, considérese la temperatura del agua de
mar en el fondo del océano. Es el segundo criterio de selección más
importante entre el uso de una salmuera u otra.
Para disolver las sales cristalizadas es necesario calentar el sistema
hasta que se disuelva el último cristal. En base a esto se tiene:
FCTA (Fisrt crystal to appear): temperatura a la cual aparece el primer
cristal.
TCT (True crystallization temperature): temperatura verdadera de
cristalización.
LCTD (Last crystal to dissolve): temperatura a la cual e disuelve el
último cristal.

La precipitación de sales insolubles puede causar un número de
problemas. Por ejemplo, cuando la sal disuelta en el fluido se cristaliza y se
asienta en un tanque, la densidad del fluido comúnmente disminuye. La
cristalización de salmueras puede también ser causa de taponamiento de
líneas y trabado de bombas.
Fuente: CABOT, Manual técnico del formiato. Sección A5

Densidad ( 60
ºF) Agua (bbl)
NaCl, 99%
(Lb/bbl) TCT (ºF) LCTD (ºF)
8,4 0,998 4,1 30 36
8,5 0,993 9,1
8,6 0,986 16,2
8,7 0,981 22,2 23 32
8,8 0,976 28,3
8,9 0,969 35,1
9 0,962 41,4 21 27
9,1 0,955 47,5
9,2 0,948 54,6
9,3 0,94 61,6 14 22
9,4 0,933 68,7
9,5 0,926 74
9,6 0,919 81,9 6 16
9,7 0,91 88,9
9,8 0,902 96 3 10
9,9 0,895 103
10 0,888 110,2 -23 -34
Formulación, TCT y LCTD de la salmuera de NaCl al 99%
En el taladro, los efectos de súper enfriamiento son despreciables por
la baja tasa de enfriamiento que ocurre por los descensos de temperatura
ambientales por el gran volumen de los tanques. Por eso la TCT es la mejor
medida de la Tc de una salmuera.

c) Compatibilidad de la salmuera con la formación:
Es el tercer criterio de selección más importante entre una
salmuera y otra; y se refiere a si la salmuera es químicamente compatible con
la formación (roca, agua e hidrocarburos). Las incompatibilidades causan daño
a la formación que se traduce en pérdida de productividad o la necesidad de
tratamientos de remediación.
Compatibilidad con arcillas de formación: Existe reacción arcillas de la
formación con salmueras claras (hinchamiento de las arcillas).
Para prevenir este problema: las salmueras deben tener un mínimo de
salinidad (ejemplo: 3% NH4Cl o 2% KCl). En otro ejemplo: las salmueras de
calcio mayores a 14 lpg precipitan en contacto con la formación (sales de calcio
solubles en ácido) estas salmueras deben tratarse con un mínimo de 8% de
ZnBr2 para bajar el pH y prevenir la precipitación.

Compatibilidad con agua de formación: la principal desventaja de la
incompatibilidad con el agua de formación es la formación de escamas
(depósitos de minerales inorgánicos), es decir, precipitados generados al
reaccionar las salmueras con el agua de formación. Estas escamas son
encontradas como carbonatos de hierro, sulfatos de calcio, bario y estroncio,
cloruro de sodio, sulfito de hierro y silicatos.
Las relaciones de compatibilidad de las salmueras con el agua de
formación se pueden determinar a nivel de laboratorio.

Compatibilidad con el crudo y el gas natural: la principal observación
con la compatibilidad del crudo y el gas natural es la formación de emulsiones
agua-crudo.
Las incompatibilidades son importantes conocerlas cuando son
utilizadas salmueras de alta densidad, cuando la salmuera es ácida o a la hora
de hacer una estimulación; por lo general se resuelve añadiendo a la salmuera
surfactantes o solventes mutuales.
Si el gas contiene cantidades significativas de CO2 puede producir
precipitados de carbonato de calcio si se mezcla con una salmuera de alto pH
que contenga calcio.

d) pH de la salmuera:
Es el responsable de la corrosión causada por las salmueras.
Generalmente las salmueras que contienen cloruros son más corrosivas que
las que poseen bromuros, sin embargo las que contienen ZnBr2 muestran los
valores más bajos de pH y son las más corrosivas.
Los inhibidores de corrosión disminuyen la corrosividad de las
salmueras.
e) Viscosidad:
La viscosidad natural de la salmuera es función de la concentración y
naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. La viscosidad de una
salmuera afecta la perdida de circulación y su capacidad `para mantener los
sólidos en suspensión y llevarlos a superficie. Se puede modificar con l uso de
aditivos viscosificantes.

f) Turbidez:
La turbidez es una medida óptima de la opacidad o pérdida de
transmisibilidad de la luz del fluido causada por los sólidos suspendidos y otros
contaminantes. Los resultados de turbidez comúnmente se registran en NTU
(Nephlometic Turbidity Units).
También se define como una medida de la luz dispersada por las
partículas suspendidas en el fluido; es generada por las impurezas insolubles
en las sales comerciales, en el agua de preparación o por contaminación
durante el transporte, almacenamiento y uso. La turbidez indica contabinación
de la salmuera.
Los fluidos utilizados deben ser limpios (aquellos que no contienen
partículas de diámetro mayor a 2 micrones) para asegurar la máxima
protección a la formación productora.

4. Criterios de selección de los fluidos de
Criterios inherentes al fluido:
Criterios adicionales:
• Densidad: que controle la presión del yacimiento, adecuado para trabajos
bajobalance o para yacimientos depletados.
• Contenido de sólidos: no contener sólidos que dañen la formación.
• Filtrado: debe generar el mínimo filtrado posible.
• Reología: suficiente que garantice remoción efectiva de sólidos a
velocidades de circulación razonable.
• Compatibilidad: debe ser compatible con la formación y sus fluidos.
• Estabilidad: estable frente a gas, agua salada, cemento, ácidos,
surfactantes, temperatura, bacterias.
• Efecto contaminante: debe contener el mínimo posible de agentes
contaminantes y adaptado a la zona donde se utilice.
• Seguridad: garantizar seguridad al personal y los equipos (no inflamables,
tóxicos o corrosivos)
• Economía: utilizar el más económico o rentable que garantice sus
funciones con el menor daño posible.
• Bacterias: inhibir reproducción de bacterias.

4. Criterios de selección de los fluidos de
• Velocidad anular: depende de las tasas de inyección que se estimen. El
fluido seleccionado debe garantizar el acarreo de sólidos del pozo.
• Facilidad de mezcla: depende de la capacidad de almacenamiento en
superficie, se debe escoger un fluido que pueda ser preparado y mantenido
con poco material.
• Corrosivo: algunos fluidos pueden crear alto grado de corrosión en
superficies metálicas.
Criterios mecánicos:
Criterios adicionales:
• Consolidación de la formación: debe tener capacidad de acarrear sólidos
a superficie (viscosidad).
• Permeabilidad: debe permitir controlar perdidas de circulación.
• Presión: presión del pozo entre 200 y 300 lpc por encima de la presión de
la formación.
• Temperatura: aditivos que soporten la temperatura en el pozo y fluidos
estables a dichas temperaturas.
• Humectabilidad: se debe evitar la formación de emulsiones entre el filtrado
y el fluido de la formación (que no humecta a la roca).
• Arcillosidad: debe inhibir la hidratación de arcillas.

Fluido de completación (definición)
Es aquel que se bombea o circula dentro del pozo cuando se realizan
operaciones de control del pozo, limpieza, taponamiento, cañoneo,
completación o para ser dejado en el espacio anular, después de la fase de
perforación.
Funciones del fluido de completación
1) Controlar la presión de la formación.
2) Minimizar el daño de las zonas productivas.
2) Lubricar y refrigerar la sarta de trabajo y las herramientas que se
introduzcan al pozo.
3) Suspender y transportar todos los sólidos hasta la superficie para su
eliminación.
4) Facilitar el movimiento de fluidos de tratamiento o materiales, hacia
puntos particulares dentro del pozo.

Propiedades de los fluidos de empaque
Deben permanecer bombeables durante la vida del pozo.
Deben ser estables, química y mecánicamente en las
condiciones del pozo.
No debe causar corrosión de los equipos metálicos.
No debe causar daños a la formación.
No deben alterar las propiedades de otros materiales o equipos
que esté en contacto con él.

Daño (definición)
Es cualquier efecto que le ocurra a la formación que cambie la
productividad del pozo; generalmente produce una restricción artificial en la
vecindad inmediata del pozo y ocasiona una caída de presión adicional en la
misma. Ocurre durante las operaciones de perforación, completación,
estimulación o producción.

Tipos de daños
Negativo (estimulaciones)
Daños
Positivo (disminución de permeabilidad)
Depende de las propiedades
mineralógicas y de la textura de las
rocas (arcillas reactivas y formación
de emulsiones)
Causado por operaciones
específicas (invasión de sólidos de
los fluidos). Estos daños se
subdividen en superficial y profundo.
Daños Positivos
Por cambio químico
Por cambio físico

Causas del fluido de completación en el daño de la formación
El daño generalmente es inducido o es el resultado de uno o varios
de los siguientes factores:
-Invasión de partículas extrañas.
-Hinchazón de las arcillas de la formación.
-Fluidos químicamente incompatibles (precipitados)
-Bloqueo con emulsión (se crea una mezcla pastosa que impide el
flujo).
-Bloqueo con agua (al usar fluidos base agua con alto diferencial de
presión desplaza al petróleo, disminuye Kro).

Principales aditivos
Densificantes: materiales sólidos que se mantienen en suspensión en el
fluido, con objeto de incrementar y/o mantener la densidad. La barita (sulfato
de bario) es el más conocido, en algunos casos se utiliza hematita o
carbonato de calcio. Existen sales (NaCl, CaCl2, etc), que aunque no se
mantienen en suspensión, imparten densidad al fluido mediante saturación.
Inhibidores de corrosión: protegen todos los materiales tubulares
(tubería de revestimiento, tubería de producción y herramientas de fondo)
del ataque de corrosión que hacen contacto con salmueras de completación,
H2S, CO2 y ácidos; retardando su deterioro.
Modificadores de pH: aumenta el pH en las salmueras para evitar el
efecto corrosivo al ser el fluido una solución acuosa ácida.
Inhibidores de incrustación: limita la deposición de incrustaciones
minerales, tales como CaCO3 y CaSO4, sobre los materiales tubulares de
fondo y los equipos de superficie relacionados.

Secuestradores de oxígeno: reaccionan con el oxígeno disuelto para
eliminarlo como fuente potencial de corrosión en los fluidos de completación.
Antiespumantes: reducen la formación de espuma y previenen el aire
entrampado en todos los fluidos.
Viscosificantes: aumentan la viscosidad y la capacidad de transporte de
los fluidos base agua o base aceite según sea el caso; los más comunes
son arcillas (montmorillonita, atapulgita u organofílica) y polímeros (CMC,
HEC, PACK)
Desmulsificantes: evitan la formación de emulsiones entre el agua del
fluido de completación y el petróleo de la formación o viceversa.
Inhibidores de arcilla: previenen la hidratación y dispersión de las
arcillas.

Bactericidas: evitan la descomposición de los fluidos por bacterias y su
reproducción.
Material sellante o controladores de perdida de circulación: crean un
efecto de puente o sello entre el fluido de completación y la formación; se
usan fibras, carbonato de calcio en diferentes tamaños, micas, etc .

8. Tecnologías de fluidos de completación.
1) Sistema Inteflow (INTEVEP)
Es una emulsión de aceite en agua estabilizada con un emulsificante,
donde el aceite puede ser gasoil, aceite mineral, sintéticos o esterilizados.
Su densidad va de 7,2 lpg a 8 lpg y permite reacondicionar pozos en
yacimientos depletados sin causar daño a la formación y con un mínimo
impacto ambiental.
Características:
Mínimo daño a la formación.
Libre de sólidos.
Temperatura máxima de trabajo de 300 ºF.
Densidad entre 7,2 y 8 lpg.
Fácil manejo.
Bajo costo.

Propiedades:
Excelente reología.
Alta estabilidad térmica.
No causan daño a la formación.
Fácil de preparar y mantener.
Mínimo impacto ambiental.
Excelente lubricidad.
Formulación:
aditivos 80/20 40/60
Biodoil/ gasoil (bbl) 0,8 0,4
Agua (bbl) 0,2 0,6
Inteflow (lb/bbl) 20 23
Alcali (lb/bbl) 0,3 0,5
Inhibidor de arcilla (lb/bbl) 0,2 1

Experiencia en campo: 14 pruebas piloto antes del licenciamiento en
anaco, arrojaron resultados favorables:
-Reducción de 15 a 2 días en el establecimiento de producción de
los pozos.
-Incremento de la producción de crudo de hasta un 200 % en los
trabajos de rehabilitación y una producción de 15 % adicional por encima de
la estimada en los trabajos de completación.
-Debido a que no hubo daño de formación, no hubo necesidad de
producir los pozos por levantamiento artificial por gas y produjeron por flujo
natural.

2) Formiatos
Son salmueras de una o mas sales alcalinas derivadas del ácido fórmico
(formiato de Sodio, formiato de Potasio y formiato de Cesio).
Características:
Alcanzan densidades hasta 19,2 lpg.
Son orgánicas y biodegradables.
No son toxicas.
Tienen bajo índice de corrosividad.
Son compatibles con elastomeros comunes, formaciones salinas y
cemento.
Compatibles con fluidos de formación.
Minimizan el daño a la formación y al ambiente.
Facilitan las terminaciones horizontales a hoyo abierto.

2) Formiatos
Desventajas:
Alto costo.
Puede solubilizar el BaSO4, CaSO4 y otras sales metálicas.
Dificultad para hacer un análisis de sólidos.
Requieren alta energía de mezclado para polímeros en la solución
saturada.
Experiencia en campo:
La compañía STATOIL perforó el yacimiento GULLFAKS C-30 con
fluido de formiato de potasio de 12,5 lpg, generando bajo filtrado y bajo daño
a la formación; con buena compatibilidad con la completación a hoyo abierto
y con buena producción.

Que aprendimos???
Próxima clase???

Preguntas???

Uidad 2 Fluidos de Completación.pptx

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a Uidad 2 Fluidos de Completación.pptx

Similar a Uidad 2 Fluidos de Completación.pptx (20)

Último

Último (20)

Uidad 2 Fluidos de Completación.pptx