FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO

Fluido de completação é, por definição, uma solução salina isenta de sólidos. Esta a grande diferença entre o fluido de completação e o fluido de perfuração, que é uma suspensão de sólidos em líquidos.
A ausência de sólidos se deve ao fato de que estes causam dano à formação. Assim, durante a perfuração do poço, a rocha nas imediações do poço fica danificada, e sua permeabilidade bastante reduzida.
Após a descida e cimentação do revestimento, o fluido de perfuração deve ser substituído por fluido de completação, antes de ser efetuado o canhoneio. O canhoneio deve então perfurar e atravessar não só o aço do revestimento e o cimento, com também a área invadida e danificada da rocha, atingindo assim uma parte da rocha com a permeabilidade original.
Nesta hora, o fluido do poço será colocado em contato com a formação. Sendo isento de sólidos, o fluido de completação não causará dano mecânico à formação, embora, logicamente, possa causar dano químico, pela reação de seus íons com os argilominerais presentes na rocha da formação e também pela interação físico-química com o petróleo.
Portanto, além de ser isento de sólidos, os fluidos de completação devem também possuir aditivos que inibam a reação química com a rocha e a formação de emulsão com o óleo da formação.
No entanto, muitas vezes, conforme visto nos capítulos anteriores, é necessário que se faça um combate à perda para a formação, visto que as soluções salinas não têm este poder.
Algumas técnicas empregam fluidos viscosos, géis reticulados, etc., mas todas elas foram suplantadas com o surgimento, recentemente, dos “drill in fluids”, que são considerados fluidos de perfuração limpos, e que serão apresentados neste capítulo.
O ATP-N utiliza, basicamente, três tipos de fluidos: uma solução salina para intervenção, uma solução salina anti-corrosiva para preservação dos equipamentos que ficam instalados no poço, e uma suspensão de sólidos para efetuar combate a perda.
CAMAI
Fluido de completação preparado com água do mar, serve para amortecer o poço durante as intervenções, com vistas à segurança do mesmo, e também para permitir pressurização de equipamentos no fundo, bem como circulação.
Normalmente pode ser preparado com NaCl até o peso de 10 lb/gal, quando ocorre o saturamento. Acima deste peso, somente adensando com outros sais. Nos poços do ATP-N, contudo, conforme já foi falado, as pressões são muito baixas e, por isto, só utilizamos fluido com 8,6 lg/gal, que é o peso mínimo (água do mar).
Os aditivos utilizados no CAMAI são: bactericida, inibidor de inchamento de argila, preventor de emulsão.
Formações produtoras carbonáticas (coquinas, calcários, dolomitas, etc.) não precisam do aditivo inibidor de inchamento de argilas. Contudo, os campos de plataforma fixa não possuem formações carbonáticas, que, no ATP-N, ocorrem no campo de Congro.
Lembrar que todo fluido colocado em poço de petróleo deve ser absolutamento estéril. Havendo contaminação do reservatório por bactérias sulfato-redutoras termofílicas, as mesmas utilizam o próprio petróleo como fonte de energia (carbono) e a redução do sulfato como fonte de oxigênio, produzindo sulfeto:
SO4--> S-- + 2O2
O sulfeto reage com a água produzindo o ácido sulfídrico, gás altamente venenoso e causa de inúmeras mortes na indústria do petróleo, inclusive na Bacia de Campos:
2H2O + 2S--> 2H2S + O2


Produto: Água do mar
Função: Diluente
Concentração: QSP

Produto: Cloreto de Potássio 
Função: Inibidor inchamento de argila
Concentração: 3,5 lb/bbl

Produto:Bissulfito de sódio
Função:Seqüestrador de oxigênio
Concentração: 5,6  l/100 bbl

Produto: Glutaraldeído
Função:Bactericida
Concentração: 7,3  l/100 bbl

Produto:Ultrawet 70
Função: Preventor de emulsão
Concentração: 32  l/100 bbl
Salinidade: 35.000 ppm
PH: 8-9
Ca++: 160-400 ppm
Mg++ : 437-1500 ppm
CASAM

Fluido de completação utilizado com a finalidade de preservar contra a corrosão, os equipamentos que ficam no poço. É também chamado de “packer fluid”.
Ao final da intervenção, após o assentamento do packer e a descida da coluna de produção, ele é colocado dentro do poço, imediatamente antes do encamisamento do TSR.
Em poços de gás lift, basta posicionar o CASAM entre o packer e o MGL operador, já que, do MGL para cima, o fluido será deslocado pelo gás. Em poços injetores ou com BCS + packer (este último não tem mais sido utilizado nos poços do ATP-N desde 1995), o anular deve ser completamente preenchido com o CASAM.

BR-CARB

Pelo que foi visto em artigos anteriores, o BR-carb, por definição, não é um fluido de completação, e sim um fluido de perfuração. No entanto, vem tendo tão larga aplicação nos poços do ATP-N, que acabou incorporado ao dia a dia das intervenções de workover nestes poços.
Sua aplicação é para efetuar o combate a perda e, assim, permitir o completo preenchimento do poço, principalmente para circulações de limpeza do fundo do poço.
A composição utilizada nos fluidos vai depender da intensidade da perda de fluido para a formação. Em perdas fracas, pode-se utilizar, como agente obturante, apenas a aragonita 2-44 m, em concentrações de 40 ppg.
Em perdas mais severas, deve-se introduzir aragonitas .com granulometria 44-74 e 74-194 m.
Para perdas extremas, deve-se adicionar calcita média é até grossa ao fluido. Neste caso, devido à dificuldade em se misturar e manter esta calcita em suspensão, é necessário utilizar um batch-mixer para o preparo do fluido, pois é requerida uma energia de mistura muito maior que a se pode conseguir com os agitadores dos tanques da sonda.
Devido à existência dos sólidos obturantes neste fluido, o peso mínimo que se consegue para ele é de 9,1 ppg, que normalmente é o que se usa nos poços do ATP-N, para perdas moderadas.
No caso mais raro de perdas muito severas, torna-se necessário aumentar a concentração dos agentes obturantes e, portanto, pode-se chegar a pesos da ordem de até 9,8 ppg.