DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURAI. CONCEPTOS GENERALES DE PRESIÓN.
II. ORIGEN DE LAS PRESIONES ANORMALES.
III. METODOS DE PREDICCIÓN Y DETECCIÓN DE LAS PRESIONES DE PORO Y FRACTURA.
IV. DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA.
V. ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE PERFORACIÓN.
TEMARIO
Planeación del pozo.
Número de etapas.
Densidad y tipo de fluido de control.
Diseño de conexiones superficiales de control.
Durante la perforación.
Control de brotes.
Optimizar el ritmo de perforación.
I. CONCEPTOS GENERALES DE PRESIÓN
El conocimiento de la presión de poro y la presión de fractura es esencial para el éxito de las operaciones de perforación y se requieren entre otras cosas para:
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Los mecanismos que afectan la presión de los fluidos en las formaciones dependerán de:
Las cuencas sedimentarias.
Erosión, metereorización.
Ambiente deposicional.
Condiciones geológicos.
Del estado de esfuerzos de la roca (domos salinos, fallas, plegamientos, etc).
De las propiedades mecánicas, capacidad de carga.
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Ph=D
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
Es el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. Las dimensiones de anchura de la columna no tienen ningún efecto sobre la magnitud de la presión.
La presión hidrostática es igual al producto de la densidad promedio del fluido por la profundidad de la columna:
D
A
Ph = 1 D1 + 2 D2 + 3 D3
PRESIÓN HIDROSTÁTICA DE UNA COLUMNA DE FLUIDOS DE DIFERENTES DENSIDADES
D3
3
D2
2
D1
1
A
PRESIÓN DE SOBRECARGA
Es la presión originada por el peso de las rocas sobreyacentes a una cierta profundidad de interés y se calcula a partir de la densidad combinada de la matriz rocosa y de los fluidos en los espacios porosos. Matemáticamente:
S = peso de la matriz rocosa + peso del fluido intersticial
S = ( 1 - ) R D + f D
D
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La presión de sobrecarga se incrementa únicamente con la profundidad; un valor promedio del gradiente de sobrecarga es 0.231 kg/cm2/m, que corresponde a una densidad media del sistema roca-fluidos de 2.31 g/cm3
El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro y debe calcularse para cada zona en especial, siempre que sea posible.
El procedimiento para calcular la presión de sobrecarga consiste en leer datos del registro de densidad a varias profundidades y suponer que la densidad de la roca varía linealmente entre dos profundidades de lectura.
Para encontrar la densidad promedio entre las dos profundidades, bastará con calcular un promedio aritmético. A partir de estos cálculos se encuentra el gradiente de sobrecarga.
En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de México:
S = 0.231 Kg/cm2/m
S = 0.224 Kg/cm2/m
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Es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. También se le conoce como presión de poro.
PRESIÓN DE FORMACIÓN
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca.
La resistencia de una formación a ser fracturada depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que está sometida.
PRESIÓN DE FRACTURA
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Presión normal: Es la presión que ejerce una columna de agua que contiene una roca con la salinidad regional.
Presión anormal: Es la presión de formación que difiere de la presión normal puede ser:
baja (normalmente en formaciones someras, en zonas productoras depresionadas por la producción).
Alta (son las más frecuentes a mayores profundidad).
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Distribución de presiones normales en sedimentos
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
A medida que incrementa la profundidad y la temperatura, el poro de la roca se reduce incrementando las cargas geostáticas.
La condición de presión normal sólo puede mantenerse cuando existe una vía abierta a través de las formaciones.
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Causas de presiones anormales en sedimentos.
Existen diversas causas de las presiones anormales en las formaciones. Y aunque el origen no está completamente definido, se han identificado diferentes mecanismos que tienden a causarlas.
Casi siempre en todas las zonas estudiadas prevalece una combinación de cualquiera de los siguientes factores:
Un nivel hidráulico del fluido
Las características del sistema roca-fluidos
El ritmo de sedimentación y ambiente de depósito
La actividad tectónica
Efectos de diagénesis
Efectos termodinámicos
Un nivel piezométrico del fluido:
Cuando una capa porosa y permeable aflora y está confinada por otras capas impermeables, el fluido alcanza un nivel piezométrico regional mayor. Este nivel puede ser un parámetro que determine valores altos de geopresiones, el cual se manifiesta al perforar un pozo artesiano.
PRESIONES ANORMALES GENERADAS POR UN NIVEL PIEZOMETRICO ALTO
Pozo artesiano
En yacimientos cerrados, tales como en formaciones lenticulares, anticlinales y formaciones con grandes buzamientos, se pueden generar sobrepresiones si existe una acumulación de fluidos de baja densidad, como el gas y el aceite.
La acumulación de hidrocarburos genera un efecto de resorte represionado y es igual al efecto de flotación del agua desplazada. Esta es la energía hidráulica del yacimiento.
La energía es más grande en la parte superior de la columna y disminuye hasta el equilibrio hidrostático en el contacto aceite/agua.
La sobrepresión depende de la diferencial de densidades entre los hidrocarburos y el agua y de la altura de la columna de hidrocarburos.
El gradiente de una columna de gas es de 0.068 psi/pie (0.0157 kg/cm2/m). La sobrepresión en la cima de la columna de gas y agua se puede calcular de la siguiente manera:
phc = (pw/D - pg/D) h
h - es la altura de la columna de gas
LAS CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA-FLUIDOS
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Así, la presión en la cima del gas, Phc, se obtiene sumando la presión en el contacto agua/gas con la sobrepresión calculada con la ecuación anterior:
Phc = rf (D + h) + (rw - rhc) h
Si el agua en el contacto tiene además una presión de formación, Pf, entonces la presión en la cima de la columna de gas de 150 m es de aproximadamente 16 kg/cm2 más grande que la presión normal, a esa profundidad.
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Durante el proceso de sedimentación y compactación se genera una energía potencial en el interior de la roca en las formaciones compactadas.
Como resultado se tiene un flujo de fluidos intersticiales hacia zonas permeables y porosas con presión más baja, hasta establecer el equilibrio que prevalecía antes del depósito de los nuevos estratos.
RITMO DE SEDIMENTACIÓN Y AMBIENTE DE DEPÓSITO
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Fallamientos locales o regionales
Movimientos diapíricos de sal y/o lutita
Temblores
Etc.
Corrimientos y desprendimientos laterales
Caídas de bloques fallados
Domos salinos
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Situaciones que pueden provocar la migración de fluidos y generar presiones anormales.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
DIAGÉNESIS
La diagénesis es la alteración química de los sedimentos y sus constituyentes minerales, posterior a la depósitación, por procesos geológicos. El proceso de diagénesis incluye la formación de nuevos minerales, redistribución y recristalización de las sustancias en sedimentos y litificación.
La diagénesis contribuye al origen de las presiones anormales por incrementar el contenido de agua en el sistema. La montmorillonita, el mineral predominante de algunas lutitas, se altera a illita bajo condiciones de temperatura (+221 °F) y presiones elevadas que van aunadas al sepultamiento.
La importancia de la diagénesis en la generación de presiones anormales no es cuantificable con precisión.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
DIAGÉNESIS DE LA MONTMORILLONITA EN ILLITA
Poro saturado de agua
a. Pérdida de agua de poro y de hidratación
d. Etapa final de compactación
c. La pérdida del agua convierte la montmorillonita en illita
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
FENÓMENOS OSMÓTICOS Y DE FILTRACIÓN
La presión osmótica se genera cuando dos soluciones de diferente concentración, o un solvente puro y una solución, están separados por una membrana semi-impermeable.
El flujo osmótico se desarrolla hasta que el potencial químico es el mismo en ambos sentidos de la membrana.
Para una solución dada, a condiciones isotérmicas, la presión osmótica es directamente proporcional a la diferencia de concentraciones y aumenta con la temperatura.
Cl-
Na+
Cl-
Na+
Cl-
Na+
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Las propiedades de los estratos lutíticos se utilizan para predecir y cuantificar la magnitud de las presiones anormales.
El problema de las presiones anormales se ha estudiado con gran amplitud y actualmente existen diversas técnicas para su detección y evaluación. Las tendencias típicas, tanto de presiones normales, como de las anormales se pueden apreciar en gráficas de profundidad contra:
Resistividad
Conductividad
Propiedades mecánicas de las rocas
En las zonas sobrepresionadas los valores de los parámetros graficados divergen de la tendencia normal y el grado de divergencia es proporcional a la magnitud de la sobrepresión. Sin embargo, no todas las divergencias representan zonas de presión anormal. De aquí la importancia de correlacionar todos los resultados, para llegar a conclusiones satisfactorias.
CÓMO SE PUEDEN CONOCER LAS PRESIONES ANORMALES
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
El gradiente de fractura se requiere conocer para determinar los límites de densidad que pueden utilizarse durante la perforación y control del pozo.
El gradiente de fractura sirve para
Determinar el programa de densidades de los fluidos de perforación y control.
Determinar la profundidad de asentamiento de las T.R.’s.
Realizar el diseño de las tuberías de revestimiento.
Establecer los valores de densidad diferencial del fluido de perforación por viajes (presiones de suaveo y surgencia).
Determinar las velocidades de introducción o extracción de tuberías al pozo.
Planear la cementación de las tuberías de revestimiento.
Planear las operaciones de terminación y mantenimiento del pozo.
Cálculos de control de brotes.
Presiones de prueba de herramientas y tuberías.
Operaciones de lavado de pescados y manejo de pescantes.
DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE FRACTURA
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Las técnicas utilizadas en la detección y cuantificación se clasifican en tres grupos principales:
a. Antes de la Perforación. Se caracteriza por el uso de las técnicas geofísicas de sismología.
b. Durante la perforación. Utiliza datos y muestras obtenidas durante la perforación del pozo.
c. Después de la perforación. Utiliza la información de mediciones de parámetros efectuadas después de la perforación.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Sobrecarga:
La sobrecarga esta dada por la densidad de la roca y del fluido contenida en ella.
Donde g es la constante gravitacional.
Donde la porosidad es igual a:
Los registros leen directamente el promedio de densidad expresada en términos de porosidad, estos son graficados con respecto a la profundidad en semilog:
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Presión de formación y fractura
Pob = Presión de sobrecarga. Es la presión total ejercida por las formaciones, roca más fluido.
Pfm = Es la presión del fluido que contiene la formación.
Pef = Presión de sobrecarga efectiva. Es la porción de la sobrecarga efectiva soportada por la matriz rocosa y es euivalente a:
Muchos autores han desarrollado relaciones empíricas para el cálculo del gradiente de fractura (Matthews y Kelly, Pennebaker, Eaton, Christman). Todas están basadas en la siguiente ecuación:
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Comportamiento de la porosidad.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Los métodos de predicción de la presión de poro están basados en el comportamiento normal (tendencias normales) de parámetros con respecto a la profundidad.
Cualquier cambio de esta trayectoria normal representa una alteración en la presión de formación. Si la porosidad se altera, es una evidencia que fue afectado por una fuerza, y que esta afecta directamente al fluido contenida en ella.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
Sobrecarga:
Gráfico2
2.23
2.26
2.189
2.202
2.169
2.33
2.3
2.26
2.199
2.166
1.952
2.102
2.247
2.24
2.235
2.281
2.278
2.257
2.221
2.187
2.367
2.385
2.264
2.235
2.258
2.328
2.258
2.309
2.213
2.284
2.28
2.307
2.254
2.233
2.32
2.362
2.27
2.254
2.328
2.313
2.364
2.323
2.393
2.317
2.358
2.408
2.417
2.341
2.37
2.332
2.355
2.217
2.162
2.211
2.247
2.227
2.363
2.304
2.348
2.317
2.257
2.283
2.17
2.177
2.347
2.225
2.203
2.212
2.155
2.118
2.204
2.144
2.197
2.2
2.172
2.192
2.214
2.166
2.168
2.08
2.039
2.146
2.134
2.146
2.108
2.145
2.092
2.094
2.122
2.125
2.122
2.164
2.14
2.168
2.11
2.155
2.075
2.208
2.187
2.226
2.243
2.212
2.175
2.161
2.134
2.213
2.132
2.156
2.11
2.121
2.18
2.218
2.179
2.18
2.14
2.153
2.173
2.235
2.184
2.092
2.118
2.134
2.031
2.148
2.128
2.151
2.202
2.156
2.165
2.163
2.131
2.109
2.146
2.144
2.127
2.107
2.198
2.103
2.209
2.129
2.141
2.134
2.163
2.115
2.026
2.11
2.096
2.121
2.154
2.188
2.14
2.053
2.113
2.127
2.088
2.136
2.194
2.166
2.063
2.07
2.135
2.075
2.088
2.096
2.097
2.116
2.15
2.156
2.114
2.151
2.115
2.111
2.164
2.135
2.173
2.22
2.133
2.199
2.178
2.151
2.135
2.176
2.181
2.178
2.163
2.241
2.193
2.171
2.169
2.148
2.136
2.204
2.191
2.201
2.225
2.212
2.21
2.287
2.249
2.278
2.298
2.255
2.278
2.387
2.349
2.204
2.378
2.311
2.176
2.157
2.204
2.276
2.218
2.266
POZO EXPLORATORIO CHE 1
POZO EXPLORATORIO CHE 1