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Detección de presiones anormales y de fractura Detección de presiones anormales y de fractura
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Objetivo general
Analizar las técnicas y métodos para la detección y determinación de presiones anormales y de fractura.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Contenido general
• Origen de las presiones anormales.
• Técnicas y métodos para la detección de presiones anormales.
• Métodos para la determinación de la presión de fractura
CIED
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Origen de las
presiones
anormales
Origen de las
presiones
anormales
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Tema 1. Tipos y orígenes de las presiones anormales
Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
6C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
• Introducción
• Teoría de presiones
• Origen de las presiones anormales
Tema 1Tipos y orígenes de las presiones anormalesTema 1Tipos y orígenes de las presiones anormales
7C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
La distribución de las presiones anormales es amplia, no solamente
en la escala geográfica sino también en la escala de profundidades.
8C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
Aunque es mas probable encontrarlas en
formaciones sedimentarias recientes, las
presiones anormales existen en formaciones
con litología altamente variable, entre el
pleistoceno y el período cámbrico.
9C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
La presencia de un ambiente cerrado o semicerrado es un prerequisito esencial para el desarrollo y persistencia de presiones anormales.
Esto es, la dificultad del fluido para salir de los espacios porosos, lo cual condiciona la existencia y duración de la sobrepresión.
10C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
En la exploración petrolera, las consecuencias de las presiones anormales pueden ser deseables o indeseables, al mismo tiempo.
Deseables, en el sentido de que afectan el gradiente hidrostático y por ende, estimulan la migración de los hidrocarburos.
Además, aumentan la eficiencia de la capa impermeable que rodea un yacimiento, protegiendo la acumulación de hidrocarburos.
11C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
Las consecuencias de las presiones anormales pueden
ser indeseables, debido a que son a menudo
impredecibles o incuantificables.
La perforación exploratoria puede significar graves
pérdidas en términos humanos y económicos debido a
un conocimiento incompleto de las presiones de
formación.
12C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
Cuando exista un riesgo de presiones anormales,
el método de perforación a usarse debe consistir
en una evaluación continua de la presión de formación,
tan precisa como sea posible, para adaptar el programa
de perforación a éstas evaluaciones.
13C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
El conocimiento de las presiones de formación y los
gradientes de fractura son la base para perforar
eficientemente, utilizando densidades de fluidos
adecuadas, para diseñar las profundidades de
asentamiento de los revestidores y para prevenir
contingencias relacionadas con pérdidas de circulación
y arremetidas.
14C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Teoría de presiones Teoría de presiones
Durante el desarrollo del proceso de perforación, el
ingeniero a cargo del diseño del programa de perforación
requiere conocer las distintas presiones existentes a fin de
lograr, de una manera óptima y segura, los objetivos
trazados en cada una de las fases del proceso de
perforación.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Teoría de presiones Teoría de presiones
La presión hidrostática es la presión ejercida por el peso de una columna estática de fluido.
Es función solamente de la altura de la columna y de la densidad del fluido.
El tamaño y geometría de dicha columna no tiene efecto alguno en la presión hidrostática.
Presión hidrostática en columnas líquidas
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Teoría de presiones Teoría de presiones
La presión hidrostática de fluidos se puede calcular
utilizando la siguiente expresión: PH = 0.052 * DL * h
Donde:
PH: presión hidrostática, lbs/pulg2 (LPPC).
DL: densidad del lodo, lbs/galón (LPG).
h: profundidad vertical verdadera, pies.
0.052: factor de conversión de unidades, gal/pulg2 - pie
Presión hidrostática en columnas líquidas
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Teoría de presiones Teoría de presiones
La presión ejercida por una columna gaseosa puede determinarse con la siguiente relación:
PV = Z n RT
Presión en gases
Donde:
P: presión, lpc.
V: volúmen, pie3
Z: factor de compresibilidad del gas, adimensional.
n: número de peso molecular.
R: constante del gas. Depende de las unidades consideradas
= 10.73, en este caso.
T: temperatura, grados Rankine (°F + 460).
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Para el cálculo de la presión ejercida por una columna
combinada fluido-gas, si la columna de gas es de una magnitud
considerable y presurizada en su tope, se recomienda la
utilización de la siguiente expresión:
Presión en columnas de gas líquido
ZT
hohM
ePoPg 1544
)(
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Teoría de presiones Teoría de presiones
Para el cálculo de la presión ejercida por una columna combinada fluido-gas, si la columna de gas es de una magnitud considerable y presurizada en su tope, se recomienda la utilización de la siguiente expresión:
ZT
hohM
ePoPg 1544
)(
Donde:
Pg: presión combinada
M: peso molecular del gas
Po: presión ejercida en el tope del gas
h: profundidad total
ho: tope del gas
Z: factor de desviación: 1.0
T: temperatura absoluta (° Rankine)
Presión en columnas de gas líquido
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Una columna de fluido compleja es aquella compuesta por varios fluidos de diferentes densidades.
La presión hidrostática en el fondo de la columna será igual a la suma de todas las presiones hidrostáticas parciales de cada uno de los fluidos presentes mas la presión aplicada en la superficie, en caso de existir.
Presión hidrostática en columnas complejas
PH = Ps + PH1 + PH2 + PH3 + PH4 + ... PHn
PH = 0.052 [ D1 h1 + D2 h2 + D3 h3 + D4 h4 + ... Dn hn]
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Teoría de presiones Teoría de presiones
Gradiente de presión (G)
Es la variación de la presión por unidad de profundidad.
En unidades de campo se expresa en lbs/pulg2/pie ( lpc/pie).
Puede obtenerse de las siguientes expresiones:
H
PHG
G = 0.052 * DL
Presión hidrostática en columnas complejas
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Teoría de presiones Teoría de presiones
Es la presión ejercida por el peso de los sólidos y fluidos de
las formaciones suprayacentes a un estrato determinado.
Los factores que influyen en la presión de sobrecarga son
las gravedades específicas de sólidos y líquidos existentes,
la porosidad de la roca y la profundidad o espesor de la
columna (PVV).
Presión de sobrecarga
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Presión de sobrecargaEl conocimiento de la presión de sobrecarga es muy
importante para evitar la posibilidad de levantar la sobrecarga,
durante el proceso de perforación, sobre todo a nivel de la
zapata del revestidor superficial, cuando se utilizan fluidos
muy pesados, lo cual originará un problema grave de pérdida
de circulación o, en el peor de los escenarios, un reventón
subsuperficial.
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Gradiente de sobrecarga teórico (Gsc)
Es el valor de gradiente de sobrecarga tomado como referencia para la elaboración de los programas anticipados de perforación para pozos exploratorios. Comúnmente se toma un valor de 1 lpc/pie.
Gsc = 0.433 [ (1- ) s + f ]
Donde:
Gsc: gradiente de sobrecarga teórico, lpc/pie
0.433: gradiente del agua fresca, lpc/pie
: porosidad, adimensional
s: gravedad específica de los sólidos, adimensional
f: gravedad específica de los fluidos, adimensional
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Gradiente de sobrecarga realPara pozos de desarrollo, si se conoce el valor de la porosidad a cualquier profundidad, el cálculo del gradiente de sobrecarga real puede realizarse a través de la ecuación siguiente:
skhofsssww e
k
ghgghPsca
1
Donde:
w: gravedad específica del agua libre, desde la superficie hasta el lecho marino.
hw: profundidad del lecho marino
h: profundidad de interés para el cálculo
s: gravedad específica de los sólidos
f: gravedad específica de los fluidos
hs = h - hw
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Ejemplo 1
Determinar:
Los valores de porosidad superficial (o)
y de la constante de declinación (k),
para el área de la Costa del Golfo de USA.
Utilizar:
Gravedad específica promedio de los sólidos (s) de 2.6.
Gravedad específica promedio de los fluidos (s) de 1.074.
Los datos de la densidad bruta promedio mostrados en la figura.
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Ejemplo 1: Solución
1) Obtener los valores de densidad bruta promedio (b) de la figura, cada 1000 pies.
2) Calcular los valores de porosidad promedio () para cada profundidad, con (f) = 1.074 y b = 2.6
fs
bs
3) Graficar los valores de porosidad obtenidas en 2 vs. La profundidad en un papel semilog de 3 ciclos.
4) Trazar una línea promedio y leer los valores de porosidad en la superficie y a 20000 pies.0
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Ejemplo 1: Solución
5) Obtenidos o y 20000 , determinar el valor de k.
)(
ln120000
piess
o
hk
6) Conocidos o y k, la porosidad a cualquier profundidad puede obtenerse.
= o e-khs
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Ejemplo 1
b vs. Profundidad
Prof b Prof
b
0 1.94 11000 2.37
1000 2.00 12000 2.39
2000 2.06 13000 2.40
3000 2.11 14000 2.42
4000 2.15 15000 2.43
5000 2.19 16000 2.44
6000 2.24 17000 2.45
7000 2.27 18000 2.46
8000 2.29 19000 2.47
9000 2.32 20000 2.48
10000 2.35
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Teoría de presiones Teoría de presiones
b
b
1.94 0.43 2.37 0.15
2.00 0.39 2.39 0.14
2.06 0.33 2.40 0.13
2.11 0.32 2.42 0.12
2.15 0.29 2.43 0.11
2.19 0.27 2.44 0.10
2.24 0.24 2.45 0.10
2.27 0.22 2.46 0.09
2.29 0.20 2.47 0.08
2.32 0.18 2.48 0.08
2.35 0.16
Ejemplo 1
b vs. Profundidad
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Ejemplo 1: Solución
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Conocidos o y k, se puede obtener la porosidad a cualquier
profundidad con la fórmula: = o e-kh
Por ejemplo, calcular la porosidad @ 9500 pies.
9500 = 0.41 e- 0.000088 * 9500 = 0.18
Obtenidos 0 (1.41) y 20000 (0.073), se determina el valor de k.
1
000088.020000
073.0
43.0lnln
20000
piesh
ks
o
Ejemplo 1: Solución
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Presión de formación
Es la presión de los fluidos contenidos en los espacios porosos
de las rocas.
Se le denomina también presión de poros o presión del
yacimiento y se clasifica en:
• Normal
• Anormal
• Subnormal
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Presión de formación: normal
Cuando la presión de la formación es aproximadamente
igual a la presión hidrostática teórica, para la profundidad
vertical dada, la presión de formación se dice que es normal.
La presión de poros normal para un área dada se da,
generalmente, como gradiente hidrostático.
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Presión de formación: subnormal
Las presiones de formación anormalmente bajas también existen y el término “presión de formación subnormal” se utiliza para describir éste tipo de presiones comunes en yacimientos depletados o en calizas fracturadas, como el Grupo “Cogollo”, perteneciente al Cretácico.
El gradiente correspondiente a éstas presiones de formación subnormales está por debajo del gradiente del agua fresca (0.433 lpc/pie).
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Presión de formación: anormal
El término presión anormal se usa para describir presiones de formación que son mayores que la normal, es decir, formaciones con un gradiente de presión mayor que el considerado como normal.
La presiones de formación anormales se encuentran, por lo menos, en una porción de la mayoría de las cuencas sedimentarias del mundo.
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Teoría de presiones Teoría de presiones
Entre los mecanismos que tienden a originar presiones anormales
en cuencas sedimentarias están
Efectos de la compactación
Efectos diagenéticos
Efectos de la densidad diferencial
Efectos de la migración de fluidos
Efectos de ósmosis
Fallas estratigráficas
Diapirismo
Presión de formación: anormal
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Compactación normal
El volumen poroso declina o disminuye con el incremento de la profundidad de enterramiento dada.
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Subcompactación
El volumen poroso se mantiene mayor que el normal, para una profundidad de enterramiento dada.
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
La compactación normal de una arcilla es el resultado de un
balance general entre las variables siguientes:
Permeabilidad de la arcilla.
Tasa de compactación y enterramiento.
Eficiencia del drenaje.
Subcompactación
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
La diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales de las rocas debido a procesos geológicos.
Ejemplo
Conversión de las arcillas montmorilloníticas a ilitas, cloritas y kaolinitas, durante el proceso de compactación, en presencia de iones potasio.
Después de alcanzar profundidad de enterramiento (temp. Entre 200 a 300 ° F), la montmorillonita deshidratada suelta las últimas intercapas de agua y se transforma en ilita.
Efecto diagenético
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Mineralogía
Efecto diagenético
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Cuando el fluido presente en cualquier estructura no
horizontal, tiene una densidad significativamente menor
que la densidad normal de poros para el área, se pueden
encontrar presiones anormales en la sección buzamiento
arriba de la estructura.
Esta situación se consigue frecuentemente cuando se
perforan yacimientos de gas con buzamiento considerable.
Efecto de densidad diferencial
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
El valor de las presiones anormales y sus gradientes,
puede calcularse fácilmente utilizando las definiciones
revisadas en teoría de presiones.
Se requiere de una densidad de lodo mayor para perforar
la zona de gas cerca del tope de la estructura que la
requerida para perforar la zona cerca del contacto gas/agua.
Efecto de densidad diferencial
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Considere la arena de gas de la figura.
Si la porción de la arena llena de agua es de presión normal y el contacto gas/agua ocurre a 5000 pies, ¿cuál será la densidad de lodo requerida para perforar, con seguridad, a través del tope de la arena a una profundidad de 4000 pies?.Asumir que el gas tiene un gradiente de presión de 0.042 lpc/pie.
Efecto de densidad diferencial. ejemplo
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Efecto de densidad diferencial - Ejemplo: Solución
El gradiente de presión normal considerado es de 0.465 lpc/pie, luego la presión de la arena en el punto de contacto gas/agua será:
0.465 lpc/pie * 5000 pies = 2325 lpc
La presión en la zona estática de gas a 4000 pies es:
2325 - 0.042 * (5000 – 4000) = 2283 lpc
Esto corresponde a un gradiente de:
pie
lpc571.0
4000
2283
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
La densidad de lodo necesaria para balancear esta presión será:
lpg11052.0
571.0
La densidad del lodo para perforar será esta última mas el
margen de viajes (0.3 lpg).
DL = 11.3 lpg
Efecto de densidad diferencial - Ejemplo: Solución (cont.)
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
El movimiento ascendente de fluidos de un yacimiento
profundo hacia una formación mas superficial origina
en ésta una presión anormal.
Cuando esto ocurre, la formación superficial se dice
que está "cargada".
Efecto de migración de fluidos
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
El camino para éste tipo de migración de fluidos puede ser natural o provocado.
Aun cuando el movimiento del fluido hacia arriba se detenga, se requiere de un tiempo considerable para que las presiones de la zona cargada se disipen y regresen a su valor normal.
Efecto de migración de fluidos
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Efecto de ósmosisEl mecanismo hipotético, mediante el cual una formación actúa como un tamiz de ion parcial para formar un estrato impermeable.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Fallas estratigráficas
El efecto que las fallas estratigráficas tienen en la distribución de presiones de los fluidos depende de diversos factores:
• Si ellas forman un sello efectivo o actúan como puntos de drenaje.
• Como se desplazan los reservorios y estratos sellantes.
• La distribución original de las secuencias de reservorios y capas-sello.
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Fallas estratigráficas
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Diapirismo de las lutitas
Los domos lutíticos son el resultado del flujo intrusivo desde capas subyacentes de lutitas.
Estas siempre son inconsolidadas y por eso presurizadas anormalmente
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Los domos lutíticos se forman por un proceso similar al ocurrido en la formación de domos salinos y por las siguientes anomalías de presiones:
Paleopresión debida al levantamiento previo de capas de formaciones mas profundas hacia profundidades mas someras.
Confinamiento de las formaciones penetradas.
Diapirismo de las lutitas
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Bolsas aisladas en el tope del diapirismo. Debido a que la presión del estrato se mantiene, se desarrollará una sobrepresión considerable dentro del mismo (domos salinos).
Transferencia de presión desde las lutitas inconsolidadas hacia los reservorios penetrados.
El efecto osmótico debido al incremento en la salinidad del agua de formaciones cerca del domo salino.
Diapirismo de las lutitas
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Diapirismo de las lutitas
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Origen de las presiones anormales Origen de las presiones anormales
Conclusiones
1. La mayor contribución a la existencia de presiones anormales es aportada por el efecto de subcompactación.
2. La diagénesis química. En éste fenómeno juega un papel primordial el gradiente geotérmico.
3. Los movimientos tectónicos y la ósmosis.
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Técnicas y métodos Técnicas y métodos
para la detección de para la detección de
presiones anormalespresiones anormales
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Tema 1. Técnicas de detección de presiones anormales.
Tema 2. Métodos de detección de presiones anormales.
Técnicas y métodos para la detección de presiones anormales Técnicas y métodos para la detección de presiones anormales
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Tipos y origenes de las presiones anormales
• Técnicas antes de la perforación
• Técnicas durante la perforación
• Técnicas después de la perforación
Tema 1Técnicas de detección de presiones anormalesTema 1Técnicas de detección de presiones anormales
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Introducción Introducción
El costo y los problemas inherentes a la perforación, pueden
reducirse sustancialmente si se conoce con anterioridad a
que profundidad se encuentran las presiones anormales y
cual es su magnitud.
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VentajasVentajas
Programación más eficaz del pozo.
Mejores tasas de perforación (densidad mínima de
lodo)
Menos problemas operacionales (pérdidas de
circulación, diferenciales y arremetidas)
Selección más adecuada de la profundidad de
asentamiento de los revestidores.
Reducción del tiempo y del costo de la perforación.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
ClasificaciónClasificación
Las técnicas para detectar presiones anormales se han
clasificado generalmente como métodos de aplicación:
Antes de la perforación.
Durante la perforación.
Después de la perforación.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas antes de la perforaciónTécnicas antes de la perforación
Sísmica
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Para estimar las presiones de formación a partir de los datos
sísmicos, se debe determinar la velocidad acústica promedio
como una función de la profundidad.
Este criterio se basa en la tendencia de compactación normal
de las formaciones, a medida que incrementa la profundidad.
Técnicas antes de la perforaciónTécnicas antes de la perforación
Sísmica
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Cuando se interrumpe la tendencia de compactación normal, se reduce la velocidad de las ondas sísmicas, debido a que el tiempo de tránsito en el intervalo (ITT) es un parámetro dependiente de la porosidad.
Técnicas antes de la perforaciónTécnicas antes de la perforación
TTI = TTI ( 1 – ) + TTI
: porosidad
TTI ( 1 –): TTI a través de la matriz de la roca.
TTI : TTI a través de los fluidos contenidos en los espacios porosos.
Sísmica
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Tipos y origenes de las presiones anormales
El tiempo de tránsito en el intervalo (TTI), tiende a
disminuir con la profundidad, en zonas de compactación
normal.
En una zona subcompactada, TTI se desviará de la
tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo
cual es indicativo de un posible tope de presiones
anormales.
Técnicas antes de la perforaciónTécnicas antes de la perforación
Sísmica
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Si todo lo demás es igual, la velocidad de penetración
declina gradualmente, en la medida en que aumenta la
profundidad por disminución de la porosidad, debido al peso
de los estratos suprayacentes (compactación normal).
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real
Velocidad de penetración
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Tipos y origenes de las presiones anormales
El análisis de la velocidad de penetración da la posibilidad de detectar cualquier cambio significativo de la porosidad.
De hecho, ha sido reconocido desde hace tiempo que la velocidad de penetración se incrementa cuando se perforan lutitas subcompactadas y presurizadas anormalmente.
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real
Velocidad de penetración
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Tipos y origenes de las presiones anormales
En la figura se muestra un ejemplo de la variación de la velocidad de penetración en la zona de transición de una zona de presión anormal.
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real
Velocidad de penetración
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Exponente “d”
Se han formulado en los últimos años, diversas maneras de“normalización” de la velocidad de penetración.
Su objetivo es el de eliminar los efectos ocasionados por las variaciones de los parámetros de perforación y lograr una medida representativa de la “perforabilidad” de la formación.
En el campo se ha demostrado que, en la ausencia de
computadoras, la solución conocida como el método del
exponente “d”, es el más sencillo y más confiable.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Exponente “d”
Jorden & Shirley propusieron usar el modelo de Bingham para normalizar la velocidad de penetración por el efecto de variaciones en el peso sobre la mecha, velocidad de la mesa rotatoria y diámetro de la mecha, mediante un exponente “d” definido por:
6
log60
" " (unidades "d")12
log10 M
RN
dwD
Las unidades utilizadas para lasvariables de penetración son:
R: pies/hora.N: revoluciones/minuto (rpm)w: libras – fuerzaDM: pulgadas
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Exponente “d”
Diagrama del exponente “d” en una zona subcompactada
74C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Exponente “d” corregido (dc)
La presión diferencial depende de la presión de poros y de la densidad del lodo.
Si la densidad de lodo cambia, cambiará también el exponente “d”.
Debido a esto se debe corregir el exponente “d” para cambios en la densidad del lodo, de tal forma que represente propiamente la diferencia entre la presión hidrostática del área y la presión de la formación.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Exponente “d” corregido (dc)
Donde:
Dn: densidad del lodo equivalente de presión de poros normal, lbs/gal.
DE: densidad equivalente de circulación, lbs/gal.
Relam & McDedon (1971), sugirieron la corrección siguiente:
E
n
D
Dddc *""""
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Diferencial de presión
Es la diferencia entre la presión ejercida por una columna
de lodo y la presión de la formación (llamada también
presión de poros).
Para una determinada litología, la velocidad de
penetración disminuye a medida que aumenta AP.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Diferencial de presión
Las relaciones entre AP y la
velocidad de penetración
varían de una región a otra.
Se necesitan estudios
similares en cada cuenca
petrolífera si se piensa tener
estas gráficas como
referencia para la evaluación
de AP.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real
Compactación
La compactación de un sedimento se refleja en su porosidad, esto quiere decir, el contacto grano a grano de la matriz de la roca.
Dada una litología homogénea y sin alteración de ninguna de las otras variables, la velocidad de penetración declina gradualmente a medida que aumenta la compactación.
Por otro lado, si la velocidad de penetración aumenta en una secuencia uniforme de arcillas, esto refleja subcompactación.
El cambio relativo en la velocidad de penetración es una función del grado de subcompactación.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Torque
Las mediciones del torque en la superficie integran el torque en la mecha y la fricción de la sarta contra las paredes del hoyo.
A medida que incrementa la profundidad, también incrementa la cantidad de contacto entre las paredes del hoyo y la sarta de perforación, de tal manera que el torque también se incrementa gradualmente.
Un incremento inusual en el torque puede originarse por varias razones.
Una de ellas puede ser una variación de la presión diferencial asociada con la penetración de una zona de presión anormal.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
A pesar de que el torque no es fácil de interpretar, en vista de
el número de fenómenos que pueden afectarlo (geometría
del hoyo, desviación, BHA, etc,), debe considerarse como un
parámetro de segundo orden para el diagnóstico de
presiones anormales.
Técnicas en tiempo real: Torque
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Sobretensión y arrastre
La reducción del diámetro del hoyo originará una
sobretensión, cuando se saca la sarta del hoyo, o puede ser
necesario aplicar peso adicional cuando se introduce tubería,
pudiendo ser necesario en algunos casos reperforar
parcialmente la sección abierta anteriormente.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: Relleno en el hoyo
Después de un viaje o durante las conexiones, los derrumbes de las paredes del hoyo pueden asentarse impidiendo que la mecha pueda regresar al fondo del pozo.
La inestabilidad de las paredes, en una zona de presiones anormales, puede originar desprendimiento de las mismas.
El relleno del hoyo puede tener otras causas.
83C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real
Nivel de los tanques, flujo diferencial, presión de bombeo
La medición del nivel de los tanques activos de lodo, flujo
diferencial y presión de bombeo proporcionan un medio para
reconocer arremetidas produciéndose por presiones
diferenciales negativas.
Esto puede ser debido a un incremento en la presión de
poros o a una disminución en la densidad equivalente del
lodo (pérdida de circulación, disminución de la densidad del
lodo, presencia de gas, suabeo).
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real
Nivel de los tanques, flujo diferencial, presión de bombeo
Se recomienda un medidor de flujo (Flo-Sho), como equipo de norma en taladros que perforan pozos exploratorios o de alto riesgo.
En aquellas áreas donde se sabe que existen presiones anormales, pero, no se observan zonas de transición, la selección de un medidor de flujo es determinante, porque no se tiene otra indicación de arremetida o de desbalance del pozo.
85C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Técnicas en tiempo real: MWD
MWD (Mediciones durante la perforación): proporcionan un rango de mediciones sobre los parámetros de perforación y evaluación de la formación:
Peso aplicado sobre la mecha. Torque en la mecha. Presión hidrostática. Temperatura del lodo. Resistividad del lodo. Resistividad de la formación. Radioactividad de la formación.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
La figura muestra la correlación cerrada entre los datos obtenidos usando registros eléctricos clásicos y MWD.
Técnicas en tiempo real: MWD
87C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
El monitoreo e interpretación de los datos de gas es
fundamental para detectar zonas anormalmente
presurizadas.
Proporciona al geólogo, en el taladro, información relacionada
con la roca originaria, el reservorio y el equilibrio del pozo.
Técnicas en tiempo retardado: Gas en el lodo
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Las muestras de gas pueden ser categorizadas de acuerdo a su fuente como sigue:
• Gas de formación (gas de los cortes)
• Gas producido
• Gas reciclado
• Gas contaminante de productos a base de petróleo utilizados en el lodo o por descomposición térmica de los aditivos.
Técnicas en tiempo retardado: Gas en el lodo
89C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Es el gas liberado por las formaciones perforadas.
Usualmente representado por un nivel bajo pero constante
de gas en el lodo.
Este valor constante puede o no interrumpirse hacia niveles
más elevados como resultado de la perforación de una zona
con presencia de hidrocarburos o del movimiento de la sarta
durante viajes y conexiones.
Técnicas en tiempo retardado: Gas remanente
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Si durante la perforación se penetran formaciones porosas y permeables conteniendo gas, pueden aparecer trazas de gas.
La figura muestra tres diferentes situaciones que pueden presentarse cuando se perfora a través de un mismo yacimiento homogéneo.
Técnicas en tiempo retardado: Trazas de gas
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
La presencia de gas de conexión (GC) o de gas de viajes (GV) puede ser típico de desbalance en un pozo.
La densidad equivalente aplicada a la formación, con las bombas paradas (estática) es menor que la densidad equivalente de circulación (dinámica).
El monitoreo de la frecuencia y progresión del gas de conexión puede ser una ayuda para la evaluación de las presiones diferenciales.
Técnicas en tiempo retardado: Gas de conexión y gas de viajes
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
En la figura, el gas de conexión y el gas remanente se muestran separadamente pero superpuestos para simplicidad de la interpretación.
Técnicas en tiempo retardado: Gas de conexión y gas de viajes
93C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas durante la perforaciónTécnicas durante la perforación
Para monitorear correctamente el gas de conexión deben tomarse en cuenta los siguientes criterios:
Litología: tanto como sea posible, debe prestarse especial atención al gas de conexión de secuencias arcillosas.
Sacando tubería del hoyo puede producir una condición temporal de P negativo o exagerar al ya existente.
Técnicas en tiempo retardado: Gas de conexión y gas de viajes
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Técnicas después la perforaciónTécnicas después la perforaciónRespuestas de los parámetros utilizados cuando se penetra una
zona subcompactada
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Tema 2Métodos de detección de presiones anormalesTema 2Métodos de detección de presiones anormales
• Método antes de la perforación
• Método durante la perforación
• Método después de la perforación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Para determinar la presión de la formación a partir de
los datos sísmicos, se ha utilizado con frecuencia la
correlación empírica de Pennebaker.
Esta establece una relación entre la divergencia en un
punto dado de la tendencia de compactación normal, y
las presiones de formación medidas en yacimientos
adyacentes.
Correlación de Pennebaker
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Correlación de Pennebaker
entre el gradiente de presión
de la formación y los tiempos
de tránsito en el intervalo
observados para un área
específica.
Correlación de Pennebaker
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Correlación de Pennebaker: Procedimiento de aplicación
1. Evaluar el registro sísmico para obtener el tiempo de tránsito en los intervalos de interés.
2. Graficar en papel semi – log de 2 ciclos, los valores de tiempo de tránsito (escala logarítmica) en función de la profundidad (escala lineal).
3. Trazar la línea de compactación normal por aquellos puntos con esa tendencia de compactación y otra línea para aquellos puntos fuera de la tendencia normal.
4. Determinar el tope de la zona de presión anormal en el punto donde ambas líneas se separan.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
5. Determinar el to (observado) y el tn (normal) a la(s) profundidad (des) donde se requiere evaluar las presiones de formación.
6. Obtener el valor de (to/tn) para cada profundidad.
7. Obtener el gradiente de presión de la formación a partir de la correlación gráfica de Pennbaker.
8. Obtener la presión de la formación, multiplicando el gradiente definido en el paso anterior, por la respectiva profundidad.
Correlación de Pennebaker: Procedimiento de aplicación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
La correlación de Pennbaker debe prepararse
anticipadamente basándose en valores de gradiente
de presión observados en pozos vecinos y gráficos
contra las relaciones (to/tn) respectivas.
Correlación de Pennebaker
101C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Utilizando la correlación gráfica de Pennebaker y los datos
proporcionados, determinar:
1. El tope de la zona de presión anormal.
2. Gradiente de presión y presión de formación para la
zona de presiones anormales a las profundidades que
se requieran.
3. Densidad máxima del fluido de perforación (considere
un P de 0.3 lpg).
Correlación de Pennebaker : Ejercicio
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Profundidad (pies) TTI ( seg/pie)
6500 126
7000 122
7250 116
7500 117
8000 112
8500 105
9000 105
9500 100
9750 115
10000 110
10250 113
10750 118
11000 120
12000 121
Datos sísmicos
Correlación de Pennebaker : Ejercicio
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Solución:
1. Tope de la zona de presión anormal.
1.1. Graficar t (TTI) vs. Profundidad.
1.2. Trazar las líneas de compactación normal y anormal.
1.3. Tope de la zona de transición (de la gráfica) @ 9500'.
Correlación de Pennebaker : Ejercicio
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
Solución:
2. Gradientes de presión y presión de formación.
2.1. Determinar tn, to y to/tn en las profundidades de interés.
Profundidad (pies) tn to (to /tn)
9750 97 115 1.18
10000 96 110 1.15
10250 93 113 1.22
10750 90 118 1.31
11000 88 120 1.36
12000 82 121 1.48
Correlación de Pennebaker : Ejercicio
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Método antes de la perforación Método antes de la perforación
2.2 Determinar el gradiente de presión y la presión de formación en las profundidades de interés.
to/ tn Gp Pp
9750 1.18 0.8 7800
10000 1.15 0.77 7700
10250 1.22 0.83 8508
10750 1.31 0.89 9568
11000 1.36 0.91 10010
12000 1.48 0.95 11400
Correlación de Pennebaker : Ejercicio
Profundidad (pies)
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Método antes de la perforación Método antes de la perforación
3. Densidad máxima de fluido de perforación:
máx
0.950.3 18.6 lpg
0.052D
Correlación de Pennebaker : Ejercicio
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Describe la relación entre los valores del exponente “d” observado (“do”), “d” normal (“dn”) y el gradiente de poros, en función de la relación:
Exponente “d” : Correlación de Ben Eatón
1.2
doGp Gsca Gsca Gn
dn
Gp: gradiente de presión de poros, lpc/pie.
do: exponente “d” observado, unidades “d”.
dn: exponente “d” normal, unidades “d”.
Gn: gradiente de presión de poros normal.
Gsca: gradiente de sobrecarga real, lpc/pie.
108C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Exponente “dc”
El valor del exponente “d” corregido (“dc”), se utiliza para compensar
los efectos ocasionados por cambios en la densidad del lodo.
Se determina con la expresión: " " " " * NDLdc d
DL
Donde:
DLN: densidad “normal” del lodo, lpg (depende del área, tomar 8.33 lpg,
sí se desconoce el gradiente normal).
DL: densidad del lodo en uso, lpg.
109C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Exponente “dc”
Para la determinación de las presiones de formación en función de los parámetros de perforación, se recomienda la utilización de la correlación de Ben Eaton, en función del exponente “dc”.
1.2
dcoGp Gsca Gsca Gn
dcn
Donde:
Dco: exponente “d” corregido observado, unidades “d”.
Dcn: exponente “d” corregido normal, unidades “d”.
El gradiente de sobrecarga real (Gsca) debe obtenerse para el área de interés.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Exponente “dc”
Variación del gradiente
de sobrecarga real con la
profundidad para la
Costa del Golfo (U.S. A).
(después de Eaton).
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Exponente “dc”
La exactitud del método del exponente dc es afectada por:
• El diferencial de presión (P).
• Un mantenimiento inadecuado (separación de sólidos inadecuada).
• El método asume una buena limpieza en el fondo del pozo.
• La litología también es un factor determinante.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Procedimiento de aplicación
1. Seleccionar previamente los intervalos lutíticos a utilizar para la aplicación del exponente “dc”.
2. Obtener información en tiempo real: velocidad de penetración, peso sobre la mecha, velocidad de la mesa rotatoria (rpm) y diámetro del hoyo.
3. Obtener los valores de “d” y “dc”.
4. Graficar en papel semilog x 2 ciclos los valores del exponente “dc”, en función de la profundidad (escala normal).
Exponente “dc”
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Tipos y origenes de las presiones anormales
5. Trazar la línea de compactación normal por aquellos puntos que tengan esa tendencia.
6. Determinar el tope de la zona de presión anormal en el puno de divergencia.
7. Obtener los valores observados y normales a las profundidades donde se desee evaluar las presiones anormales de formación.
8. Determinar los gradientes de presión utilizando la correlación de Ben Eatón (recomendado).
9. Obtener las presiones de formación multiplicando éstos gradientes por las respectivas profundidades.
Métodos durante la perforación Métodos durante la perforación
Exponente “dc”
Procedimiento de aplicación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad
La resistividad de la lutita decrece en zonas de presiones anormales.
Este fenómeno se ha utilizado, en muchas áreas, como una indicación cualitativa de altos gradientes de presión.
De igual manera, la conductividad de la lutita aumenta en zonas de presiones anormales.
Si se penetra una zona que tiene porosidad anormalmente alta (presiones altas asociadas), la resistividad de la roca se reduce debido a la mayor conductividad del agua contenida en los poros.
115C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Para determinar la presión de la formación a partir de la resistividad o
conductividad de las lutitas, se utilizan las correlaciones empíricas
desarrolladas por Ben Eaton, Hottmann & Johnson, Lane &
Macpherson y Matthews & Kelly.
La relación establecida por estos autores entre la resistividad (o
conductividad) y la profundidad, fue determinada a partir de datos de
formaciones pertenecientes al mioceno y oligoceno, en áreas de la
Costa del Golfo en los Estados Unidos.
Resistividad y conductividad
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Ben Eaton
Desarrolló correlaciones para cuantificar presiones de formación a partir de la resistividad y conductividad de las lutitas.
1,2Ro Sh
Gp Gsca Gsca GnRn Sh
1,2Cn Sh
Gp Gsca Gsca GnCo Sh
Donde:
Ro(Sh): resistividad observada
Rn(Sh): resistividad normal
Co(Sh): conductividad observada
Cn(Sh): conductividad normal
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
La resistividad y conductividad observadas se refieren a secciones lutíticas “limpias”.
Este es el método recomendado para la obtención de las presiones de formación después de la perforación, a partir de la resistividad o conductividad.
Resistividad y conductividad: Correlación de Ben Eaton
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad
Correlación de Hottman y Johnson
Es otro método utilizado para cuantificar las presiones de formación a partir de los registros de resistividad.
Previamente debe definirse, para el área de interés, la relación entre (Rn(Sh) / Ro(Sh)) y el gradiente de poros.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Hotman y Johnson
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Hotman y Johnson
1. Establecer la relación entre (Rn(Sh)/Ro(Sh)) y el gradiente de poros (gráfica) para el área de interés. Si se trata de un pozo de desarrollo, ésta gráfica deberá estar definida con anterioridad.
2. Graficar los valores de resistividad de las lutitas vs. profundidad obtenidos en el pozo estudiado y definir el tope de la zona de presión anormal.
3. Trazar la línea de tendencia normal.
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4. Determinar la relación (Rn(Sh)/Ro(Sh)), para las profundidades de interés en la zona de presión anormal.
5. Determinar los gradientes de formación correspondientes a éstas profundidades, utilizando la gráfica mencionada en (1) y en función de las relaciones (Rn(Sh)/Ro(Sh)) obtenidas en (4).
Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Hottmann y Johnson
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Lane y MacPherson
Permite también obtener las presiones de poros a partir de la resistividad de las lutitas.
Es el método más laborioso. Es necesario conocer el gradiente de sobrecarga para las profundidades de interés y así aplicar la correlación específica para la determinación de los gradientes de formación.
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
- Para 0.8 < Gsca 0.9
Ro Sh0.465 0.509 1Gp
Rn Sh
- Para 0.9< Gsca 0.95
Ro Sh0.465 0.550 1Gp
Rn Sh
- Para 0.95 < Gsca 1.0
Ro Sh0.465 0.590 1Gp
Rn Sh
Resistividad y conductividad: Correlación de Lane y MacPherson
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
La figura da soluciones
aproximadas a las
correlaciones anteriores.
Resistividad y conductividad: Correlación de Lane y MacPherson
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Matthews y Kelly
Utilizaron correlaciones gráficas para la determinación de los gradientes de poros en las formaciones Frío, Wilcox y Vicksburg en el sur de Texas y en la Costa de Louisiana.
Estas correlaciones son aplicables en aquellas áreas donde se han realizado mediciones de las variaciones de las relaciones de resistividad y los gradientes de poros.
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Resistividad y conductividad: Correlación de Matthews y Kelly
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Registro sónico
Para determinar la presión de la formación a partir del
registro sónico, se utilizan relaciones empíricas
desarrolladas igualmente por Ben Eaton, Hottman &
Johnson y Matthews & Kelly.
Ellos relacionaron la divergencia, desde un punto dado de
la tendencia de compactación normal, con presiones de
formación medidas en yacimientos adyacentes, del
Mioceno y Oligoceno.
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Registro sónico
3
,tn Sh
Gp Gsca Gsca Gn lpcto Sh
Correlación de Ben Eaton
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Registro sónico
Correlación de Hottman y Johnson
La figura muestra la variación del gradiente de poros en función del tiempo de tránsito en el intervalo.
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
Registro sónico Correlación de Matthews y Kelly
La figura muestra la variación del gradiente de poros en función del tiempo de tránsito en el intervalo.
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Porosidad
Dado que la porosidad decrece con la profundidad en
zonas de compactación normal, es posible detectar el
tope de zonas subcompactadas por la desviación de la
línea de tendencia normal de la porosidad.
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Porosidad: Método de la profundidad equivalente
Cualquier punto A en la zona de arcilla subcompactada se asocia a un punto normalmente compactado B.
La compactación (porosidad) en el punto A es idéntica a la del punto B.
La profundidad del punto B (HB), es llamada la profundidad equivalente.
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Métodos después de la perforación Métodos después de la perforación
El fluido contenido dentro de los poros en la arcilla, a la profundidad A, ha sido sometido a todas las cargas geostáticas en el transcurso del enterramiento, desde HB hasta HA.
Usando la fórmula de Terzaghi.
Gsca = + Gp
: esfuerzo vertical de la matriz de la roca, lpc/pie.
Este esfuerzo, transmitido en el contacto grano a grano, es igual en A y B.
A = B
Gp (A) = Gp (B) + [Gsca (A) – Gsca (B)]
Porosidad: Método de la profundidad equivalente
CIED
C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2001
Métodos para la
determinación
de la presión de
fractura
Métodos para la
determinación
de la presión de
fractura
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos para la determinación de la presión de fractura
Métodos para la determinación de presión de fractura
Métodos para la determinación de presión de fractura
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Tipos y origenes de las presiones anormales
• Introducción
• Métodos predictivos
• Métodos de verificación de presiones de
fractura
Tema 1Métodos para la determinación de la presión de fracturaTema 1Métodos para la determinación de la presión de fractura
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Introducción Introducción
Las técnicas para determinar las presiones de fractura, al igual que aquellas para determinar presiones de poro, incluyen métodos predictivos y verificación de los mismos.
La planificación inicial debe basarse en valores de presiones de fractura obtenidos mediante un método predictivo.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Cuando se encuentran presiones anormales, la densidad del fluido de perforación debe incrementarse para mantener la presión en el fondo del pozo mayor que la presión de poros y evitar el flujo de fluidos de formaciones permeables hacia el hoyo perforado.
Debido a que la presión hidrostática en el fondo del pozo debe mantenerse por debajo de la presión que podría originar fractura de las formaciones más someras, relativamente débiles, debajo de la zapata, existe una densidad máxima de lodo que puede ser tolerada.
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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El conocimiento de la presión a la cual puede ocurrir una fractura de la formación a cualquier profundidad es esencial para planificar y perforar un pozo con presencia de presiones anormales.
Para comprender los esfuerzos subterráneos involucrados en la fractura de una formación hay que considerar los procesos geológicos ocurridos.
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
A medida que la superposición de estratos
continúa y se incrementa el esfuerzo vertical de la
matriz de la roca z , debido al incremento de la
carga soportada en el contacto grano a grano, los
sedimentos tienden a expandirse lateralmente
pero, esencialmente esto es evitado por la roca
circundante.
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Si se designan como esfuerzos principales de la matriz de la roca,
aquellos esfuerzos normales a los planos sin esfuerzo de corte,
la condición subsuperficial general, de la condición de esfuerzos,
puede definirse en términos de x, y y z.
En una región geológica relativamente relajada, tal como una
cuenca sedimentaria deltaica joven, los esfuerzos horizontales
de la matriz X y Y tienden a ser aproximadamente iguales y
mucho menores que el esfuerzo vertical de la matriz, Z.
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Si los sedimentos tienen un comportamiento elástico, la deformación horizontal X, puede expresarse en función de la Ley de Hooke.
X Y ZX E E E
donde E es el módulo de elasticidad de Young y es larelación de Poisson.
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Para rocas en estado de compresión ocasionada por sedimentación, la deformación horizontal, X,, es esencialmente 0 y, dado que los esfuerzos horizontales X y Y son aproximadamente iguales.
min 1X Y Z
min representa el esfuerzo horizontal promedio.
Resistencia de fractura de la formaciónResistencia de fractura de la formación
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Métodos predictivos Métodos predictivos
Las ecuaciones para predecir las presiones de fractura, usadas
más frecuentemente incluyen:
1) La correlación de Hubbert & Willis
2) La correlación de Matthews & Kelly
3) La correlación de Pennebaker
4) La correlación de Ben Eaton.
Se aplican también otros métodos, como las correlaciones deChristman y MacPherson & Berry, pero su uso es limitado.
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Correlación de Hubbert & Willis
Métodos predictivos Métodos predictivos
El esfuerzo horizontal mínimo es igual a alguna fracción del esfuerzo horizontal efectivo, el cual es igual al peso (esfuerzo) de sobrecarga menos la presión de la formación.
Este esfuerzo horizontal mínimo se considera 1/3 del esfuerzo vertical efectivo.
La ecuación resultante para éste método es:
2
3P
f
Psca PP
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Correlación de Matthews & Kelly
Métodos predictivos Métodos predictivos
La innovación aportada por Matthews & Kelly radica en la inclusión del coeficiente de esfuerzo variable de la matriz, Ki.
Su ecuación se expresa como sigue:
Pf=Ki(Psca-PP)+PP
El coeficiente Ki relaciona las condiciones de esfuerzo de la matriz reales de la formación de interés, en zonas de presiones anormales (subcompactadas), con las condiciones del esfuerzo de la matriz, si la formación es normalmente compactada.
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Métodos predictivos Métodos predictivos
Correlación de Matthews & Kelly
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Correlación de Pennebaker
Métodos predictivos Métodos predictivos
Es similar a la correlación de Matthews & Kelly y se usa la misma ecuación para calcular el esfuerzo mínimo de la matriz.
Los estudios realizados por Pennebaker fueron hechos sobre el
análisis del tiempo de tránsito en el intervalo (TTI), reconociendo
que el gradiente de presión de sobrecarga es variable y está
relacionado con la edad geológica y con la profundidad de los
estratos.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos predictivos Métodos predictivos
Se utiliza una figura en la cual se entra directamente con la profundidad real de la formación a la cual se desea determinar su presión de fractura, independientemente de que sea normal o anormal, para obtener Ki.
Correlación de Pennebaker
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos predictivos Métodos predictivos
Pennebaker no asumió un gradiente de sobrecarga constante e igual a 1 lpc/pie para sus cálculos, sino que desarrollo una correlación para determinarlo.
El efecto de la edad geológica sobre el esfuerzo de sobrecarga es tomado en cuenta por una familia de curvas para varias profundidades en las que el tiempo de tránsito en el intervalo derivado de datossísmicos es de 100 seg/pie
Correlación de Pennebaker
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Correlación de Ben Eaton
Métodos predictivos Métodos predictivos
Eaton, expandiendo el trabajo de Hubbert & Willis, introdujo
formalmente la relación de Poisson y un gradiente de sobrecarga
variable.
La cantidad de esfuerzo horizontal mínimo originado por el esfuerzo
vertical es función de la relación de Poisson de la roca de interés y
se expresa como sigue:
min 1 Z
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos predictivos Métodos predictivos
La ecuación resultante para la presión de fractura es:
1f sca P PP P P P
La tendencia de la relación de Poisson no es exactamente la misma para áreas diferentes y debe ser verificada, de ser posible, con datos locales.
Cada área prospectiva debe tener su propia curva de la relación de Poisson.
Correlación de Ben Eaton
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos predictivos Métodos predictivos
Correlación de Ben Eaton
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
Las correlaciones descritas anteriormente,
para estimar la presión de fractura de la
matriz de la roca, se toman como referencia
para un área o localización determinada, es
decir, como métodos de predicción.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
Durante el proceso de perforación de un pozo se realiza una prueba para cuantificar la presión de fractura de las formaciones, por debajo de la zapata del revestidor, una vez cementado.
Esta prueba se denomina Prueba de Integridad de Presión (PIP) y sirve como confirmación de los valores anticipados de presión de fractura obtenidos de las correlaciones estudiadas anteriormente.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
La prueba de integridad de presión completa es una prueba
realizada por debajo del último revestidor cementado, antes de reiniciar el proceso de perforación y con los siguientes propósitos:
Determinar la presión (gradiente) de fractura o su densidad equivalente máxima.
Definir la máxima presión anular permisible un la superficie (MPAPS).
Verificar la calidad de la cementación primaria.
Prueba de integridad de presión completa (Leak-off test)
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Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
La figura muestra una prueba de integridad completa donde el valor estimado de PIP coincide con el real.
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Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
El procedimiento para realizar ésta prueba es el mismo utilizado para la prueba completa.
La diferencia radica en que no se busca el punto de fuga de fluidos sino que se verifica si la formación soportará una densidad de lodo diseñada para perforar la próxima sección de hoyo, sin llegar al valor de PIP estimado.
Prueba de integridad de presión limitada (PIPlim)
161C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
Prueba de integridad de presión limitada (PIPlim)
162C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002Origen de las presiones anormales
Tipos y origenes de las presiones anormales
Métodos de verificación de presiones de fractura Métodos de verificación de presiones de fractura
El procedimiento para realizar ésta prueba es el mismo utilizado para la prueba completa.
La diferencia radica en que no se busca el punto de fuga de fluidos sino que se verifica si la formación soportará una densidad de lodo diseñada para perforar la próxima sección de hoyo, sin llegar al valor de PIP estimado.
Prueba de integridad de presión limitada (PIPlim)