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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.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
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
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
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
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
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).
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
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.
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO Y DE FRACTURA
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
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Situaciones que pueden provocar la migración de fluidos y generar
presiones anormales.
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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