4 fluidos empacadores

4
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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4 Gerencia de Ingeniería
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
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 ólidos totales disu eltos 100
S ólidos en su spen sión 0-100
D u reza de calcio(C aC O 3) 40
D u reza de m agn esio 40
A lcalin idad total 200
C lo ru ro s 412
S u lfatos(N a2S O 4) 200
F osfatos totales solu bles(P O 4) 0.1
C rom atos(C rO 4) 0.05
F ierro T otal 0.30
pH 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)
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 o
C
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

Guía de Diseño
Ventajas y desventajas de las salmueras
Ventajas
Se puede densificar
No dañan la formación
Desventajas
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 contamina
Se puede densificar
Desventajas
Costo alto
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 1.2
0
1.4
4
1.7 1.9 2.2 2.4
Figura2
2
NaBr(1.52)
NaCl (1.20)
CsHCO (2.31)
CaBr2/ZnBr (2.29)2
CaBr2 /CaCl (1.82)2
NaHCO (1.32)2
CaCl (1.39)2
KHCO (1.59)2
CaBr (1.70)2
Aceitediesel (0.84)
AguaDulce(1.0)
AguadeMar(1.02)
KCl (1.16
CaBr2/ZnBr (2.30)*2CaCl /2
*2.17gr/cm3
esladensidadmáximaprácticaparasalmuerasdeCaCl2/CaBr2/ZnBr2.
Adensidadesmayoresesmuydifícil controlarlasvelocidadesdecorrosión.

Fluidos Empacadores
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
Densidaddesolucionesde
CaCl2/CaBr2/ZnBr2enlb/gal.
NL Baroid/NL Industries, Inc.
gr/cm3
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.

Guía de Diseño
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.
Viscosidad,cp Temperatura °C
Figura 6. Viscosidad de NaCl, CaCl2 y
CaBr2 como una función de la temperatura
Concentracióntotaldesal.
%enpeso
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)

Guía de Diseño
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.
HP
HP
**1.422
**1.422
22
11
ρ
ρ
=
=
)*Ld(DV ean
22
003187.0 −=
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 :
LdV itp
2
003187.0=
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 o
C.
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 o
C).
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
o
of
W
W
VV ×=
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:
( ) ( )





 ××−×−
+=
345.8
5.070 chep
promcs
CPCT
ρρ
Factor de compresibilidad, lb/gal/psi
Factor de expansión ,lb/gal/o
F
2
)()sup( 00
FTfondoFT +
Densidad a condiciones estándar, gr/cm3
cs
p
e
c
T
C
C
ρ

Guía de Diseño
f
oo
f
S
SV
V =
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
fo
fa
DD
DD
VV
−
−
=
( )
( )fa
of
oa
DD
DD
VV
−
−
=
( )
( )fo
ao
af
DD
DD
VV
−
−
=
( )
( )fa
oa
of
DD
DD
VV
−
−
=
( )
( )oa
fa
fo
DD
DD
VV
−
−
=
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:
O
f
fo
a W
C
WC
W −=
El agua total adicional requerida es igual a
la anterior tantas veces el volumen original
del agua Vo como sigue:
o
f
fo
oa W
C
WC
VtotalW −=
El bromuro de calcio total adicional se
calculan con la siguiente ecuación:
o
f
fo
a B
C
BC
totalB −=
El volumen final de la salmuera se obtiene
con la misma ecuación como si fuera única
f
oo
f
W
CV
V =
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
w
wdrw
W
V
VVV +−= )(
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
o
Wrw
W
B
VB =
o
o
wrw
W
C
VC =

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
w
wdrw
W
V
VVV +−= )(
=rwV Volumen redensificado en barriles
a
f
fa
DD
DD
VV
−
−
=
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( −
−
=
Do
DfDo
VdVw
La cantidad de sal de CaBr2 requerida para el
volumen calculado se puede determinar de
tablas o mediante las siguientes ecuaciones:
Wo
Bo
VwBrw =
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
Df
DoD
VoV
f
−
−
=
El volumen final, entonces es igual a:
VoVVf += 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( −
−
=
do
DdDo
VdVw
Segundo.- De tablas se determina la
cantidad de bromuro de calcio o la siguiente
ecuación:
Wo
Bo
VwBrw =
Para calcular el volumen de solución de
bromuro de zinc de 19.2 lb/gal
Wo
ZnO
El volumen redensificado se encuentra
usando la ecuación:
Wo
Vw
VwVdVrw +−= )(
VwZnrw =

Guía de Diseño
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).

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