Pore Pressure Evaluation

La temprana detección de una anomalía seguida de una acción profesional es primordial para la seguridad del pozo

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Él habla, se manifiesta, asiduamente da indicios, muchas veces imperceptibles, algunas veces ignorados hasta que la situación se vuelve incontrolable. La temprana detección de una anomalía seguida de una acción profesional es primordial para la seguridad del pozo.


ÍNDICE

1- CONCEPTO DE PRESIONES

1.1- Introducción
1.2- Presión de Poros Normal
1.3- Gradiente de lodo
1.4- Pérdida de Presión Anular
1.5- Densidad equivalente de circulación
1.6- Overburden
1.7- Presión de formación
1.7.1- Presión de formación (condiciones de hidrostática normal)
1.7.2- Presión de formación (Abnormal hydrostatic)
1.7.3- Gradiente presión de formación

2- ORÍGENES DE PRESIONES ANORMALES

2.1- Efecto de compactación (Overburden effect)
2.2- Expansión Aquathermal
2.3- Diagénesis de Arcillas
2.3.1- Mineralogía
2.3.2- Proceso diagenético
2.4- Ósmosis
2.5- Depósitos de Evaporitas
2.5.1- Sello
2.5.2- Diagénesis de Sulfatos
2.6- Transformación de materia orgánica
2.7- Tectónica
2.7.1- Fallas y fracturas

3- PREDICCIÓN Y DETECCIÓN

3.1- Tendencia de Compactación Normal (Trend)
3.2- Características de las zonas sobrecompactadas
3.2.1- Zona de transición
3.2.1.1- Sello Perfecto
3.2.1.2 Sello Imperfecto
3.3- Determinación de Sobrepresiones (métodos)
3.3.1- Geología regional
3.3.2- Métodos Geofísicos
3.3.2.1- Métodos Sísmicos
3.3.3- Velocidad de Perforación
3.3.3.1- Litología
3.3.3.2- Compactación
3.3.3.3- Presión diferencial
3.3.3.4- Peso en el trépano (WOB)
3.3.3.5- Rotación (RPM)
3.3.3.6- Hidráulica
3.3.4- D´Exponente
3.3.5- Torque
3.3.6- Overpull y Arrastre
3.3.7- Niveles de Piletas
3.3.8- Gas en lodo
3.3.8.1- Análisis de gas en lodo
3.3.8.2- Análisis del fluido de perforación
3.3.9- Temperatura del lodo
3.3.10- Análisis de los recortes
3.3.11- Shale Density (Densidad de lutitas)
3.3.12- Wireline logs
3.3.12.1- Resistividad
3.3.12.2- Sónico
3.3.12.3- Densidad

4- PRESIONES DE CIERRE DE POZOS

4.1- El Pozo como tubo U
4.1.1- Utilizando la SIDPP para Calcular la Presión de la Formación
4.1.2- Utilizando la SIDPP para Calcular el Incremento de Densidad de Lodo
4.1.3- Aumentando la SIDPP y la SICP
4.1.4- SIDPP y SICP Bajas o Nulas
4.2- Máxima presión de superficie y volumen con surgencias de gas
4.3- Migración y Expansión del Gas
4.4- Control de surgencia
4.4.1- Presión Inicial de Circulación
4.4.2- Presión Final de Circulación
4.5- Métodos de Control de Surgencia
4.5.1- Método del perforador
4.5.2- Método Densificar y Esperar
4.5.3- Ventajas y Desventajas entre ambos métodos

5- FRACTURA, EVALUACIÓN CUANTITATIVA

5.1- Evaluación de Overburden Gradient
5.2- Evaluación del Gradiente de Fractura
5.2.1- Leak-off Test (L.O.T)
5.3- Mecanismo de Fracturación en las paredes del pozo
5.3.1- Factores incontrolables
5.3.2- Factores controlables
5.4- Conceptos de Tensión – (Stress Concepts)
5.5- Estimación de la presión de fractura
5.5.1- Stress Teórico Subsuelo
5.5.2- Zero Tensile Strength Concept (Concepto Cero Resistencia a la tracción)
5.5.2.1- Método
5.6- Circulo de Mohr
5.7- Principios de evaluación del Gradiente de Fractura
5.7.1- Hubbert – Willis (1957)
5.7.2- Matthews and Kelly
5.7.3- Eaton (1969)
5.7.4- Daines (1982)
5.7.5- Relación de Poisson
5.8- Evaluación de Presión de Formación
5.8.1- Método de la Profundidad Equivalente
5.8.2- Ratio Method (Método de la Relación)
5.8.3- Método de Eaton

6- CONCEPTOS BÁSICOS MECÁNICA DE ROCAS

6.1- Geomecánica
6.1.1- Propiedades elásticas de la roca
6.1.2- Propiedades de la roca
6.1.3- Esfuerzos principales
6.1.4- Fractura de la roca
6.1.4.1- Mecanismo de fractura de la Formación
6.1.4.2- Deformación de las rocas

7- Test

7.1- Test PP

8- Download

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9- BIBLIOGRAFÍA



CAPÍTULO 1

1- Concepto de presiones

1.1- Introducción

El conocimiento de la presión de formación es necesario para perforar un pozo con seguridad. El peso del lodo que se ha de utilizar es optimizado para proporcionar suficiente margen de seguridad y permitir la perforación. La presión de fractura no deberá ser superada, evitando de esta manera pérdida de fluido de perforación, minimizando “kicks” inducidos por la pérdida de la presión hidrostática. En la perforación, la seguridad dicta que la presión hidrostática del pozo (a cualquier profundidad) sea mantenida entre la presión natural de los fluidos de la formación (presión de poros) y la presión máxima que la formación puede resistir sin fracturarse.

1.2- Presión de Poros Normal

Uno de los principales indicadores de la presión de poro anormales en las lutitas es la compactación. La compactación normal se produce cuando la roca está en comunicación hidráulica con la superficie y la presión de poro es aproximadamente igual a la presión hidrostática. Si el líquido no puede escapar y la sobrecarga sigue aumentando debido a la deposición, la presión de poro se desvía del comportamiento hidrostático. En una roca se dice que la presión de poro es normal si sólo la presión de la columna de fluido hidrostática es la fuerza que actúa sobre los fluidos de poro. En rocas sedimentarias esta presión se establecerá si, durante la deposición de la misma, el exceso de líquidos se les permite escapar a un ambiente de baja presión como producto de la compactación. En este caso, el material de la roca matriz proporcionará una estructura autoportante y los fluidos de poro estarán simplemente llenando los espacios y bajo su propia presión. El valor de esta presión normal esperado se puede calcular para cualquier profundidad en la formación al conocer la densidad media de los fluidos de poro con la profundidad de interés y la verdadera altura vertical de la columna de fluido. Figura 1

Figura 1: Presión poro normal

La presión hidrostática es la presión ejercida por el peso de una columna estática de fluido. Esta es función de la altura y de la densidad del mismo. La dimensión y geometría de la columna no afecta la presión hidrostática. Figura 2

La presión hidrostática puede también calcularse multiplicando el gradiente de presión del fluido por TVD. El gradiente de presión es la cantidad de cambios de presión por la profundidad. Se obtiene al multiplicar la densidad de lodo en ppg por la constante 0,052.

Figura 2: Presión hidrostática

La presión hidrostática aumenta con la densidad y profundidad del fluido en el pozo; la geometría del pozo, el diámetro y la forma de la columna de fluido no tiene efecto en la presión hidrostática. En el pozo, la presión hidrostática es el resultado de la densidad del fluido de perforación y de la profundidad vertical o verdadera. (TVD). La profundidad vertical real es la longitud de una línea vertical recta desde la superficie al fondo del pozo. La profundidad medida o total es la longitud del pozo medida siguiendo el curso real del pozo

La presión hidrostática puede calcularse por:

HP = C x MW x TVD

Cuando la densidad de lodo se mide en ppg. el valor de la constante C es 0.052. Esta deriva del hecho que 1 pie cúbico (ft3) contiene 7.48 galones. Si un recipiente que mide 1 ft de cada lado se llena con una sustancia que pesa 1 ppg la sustancia ocupa 1 ft3 ó 7.48 galones, y pesa 7.48 lb. Para encontrar la presión ejercida sobre el fondo del recipiente, 7.48 lb se dividen por 144 pulgadas cuadradas (in2), porque 144 in2 se contienen en 1 pie cuadrado (ft2). Dado que 7.48 / 144 = 0.05194 ó 0.052 una columna de líquido de 1 ft de alto y densidad 1 ppg ejerce 0.052 psi sobre el fondo.

Figura 3: Gradientes de presión

La Figura 3 ilustra cómo la presión medida en cualquier punto aumenta constantemente a medida que se desplaza en una columna, en proporción directa a la profundidad y la densidad del fluido. Si existen cambios en la densidad del líquido, lo mismo ocurrirá con la pendiente de la curva.

La pendiente de cada una de las curvas presión / profundidad, se llama gradiente de presión, y es una medida de la tasa de cambio de presión sobre la profundidad (psi/ft o bar/m) y será constante siempre que la densidad del fluido sea constante.

El gradiente de densidad del lodo necesario para equilibrar la suma de las tres presiones de fluido a una profundidad no es ninguna de las densidades individuales, pero es un fluido necesario para producir la pendiente media (es decir, una línea tomada de superficie a la presión total en la parte inferior). Por lo tanto, será más ligero que el del líquido más denso en la columna, pero más denso que el más ligero.

1.3- Gradiente de lodo

La presión hidrostática puede también calcularse multiplicando el gradiente de presión del fluido por TVD. El gradiente de presión es la cantidad de cambios de presión por la profundidad. Se obtiene al multiplicar la densidad de lodo en ppg por la constante 0.052

MG = MW x C

MG Gradiente de lodo psi/ft
MW Densidad ppg
C Constante (depende de unidad utilizada)

Por ejemplo el gradiente de lodo que tiene una densidad de 12 ppg es

MG = 12 x 0.052 = 0.624 psi/ft

El gradiente de lodo, entonces puede sustituirse por la densidad de lodo y la constante C

HP = MG x TVD

MG = MW x C

HP Presión hidrostática psi
MG Gradiente de lodo psi/ft
TVD Profundidad real ft

El problema donde la densidad es 12 ppg y TVD es 11.325 ft

HP = 0.624 x 11.325 = 7.067 psi

Si el gradiente de presión se conoce, entonces la densidad de lodo se puede calcular al transponer los términos

MW = MG / 0.052

1.4- Pérdida de Presión Anular

La presión anular, presión de bomba requerida para mover lodo hacia arriba por el anular, debe considerarse en las operaciones de control de pozo. Aunque esta presión es generalmente menor a 200 psi, a las velocidades de bomba reducida usadas al ahogar un pozo, pueden ser significativa porque contribuye a la contra presión en el fondo del pozo.

Cuando se está circulando el lodo, la presión del fondo del pozo equipara la presión hidrostática más la presión requerida para mover hacia arriba el lodo por el espacio anular. Existe pérdida de presión anular sólo cuando se está circulando lodo, y es causada por la fricción que resiste el flujo de líquido en el anular. Cuando la bomba se para, la pérdida de presión anular cesa.

Cuando el lodo se mueve hacia arriba por el pozo, sin embargo la fricción del lodo contra la cañería de perforación, las paredes del pozo y la resistencia del lodo a fluir, producen pérdidas por fricción que deben superarse.

1.5- Densidad equivalente de circulación

Otra manera de observar el aumento de presión del fondo del pozo causada por pérdidas de fricción en el anular es en términos de densidad equivalente de circulación. La densidad equivalente de circulación es la densidad del lodo más el aumento equivalente de densidad de lodo debido a pérdida de presión en el anular. Se puede calcular por:

ECD = MW + (APL / 0.052 / TVD)

ECD Densidad equivalente de circulación ppg
MW Densidad lb-gal
APL Pérdida de presión psi
TVD Profundidad real ft

Como ejemplo de cálculo:

MW: 13 ppg; APL: 100 psi; TVD: 8.000 ft

ECD = 13 + (100 / 0.052 / 8.000 ft) = 13 + 0.24 = 13.24 ppg

No se debe enfatizar, que debido a la pérdida de presión por fricción en el anular, exista mayor presión en el fondo del pozo cuando está circulando lodo que cuando la bomba está parada. En el ejemplo, 0.24 ppg ejerce un adicional 100 psi sobre el fondo. Cuando la bomba de detiene, estos 100 psi se pierden, y puede resultar en una surgencia.

El propósito primordial del fluido de perforación es contrabalancear la presión de formación, la cual es por consiguiente expresada generalmente en términos de equilibrio de densidad.

Densidad de Equilibrio: (deql) representa el promedio del peso de lodo para contrarrestar la presión de formación

Densidad Equivalente (deqv) es la densidad correspondiente a la presión de la columna de lodo en relación con la profundidad

  • Si la columna de lodo es estática y este nivel está al de la línea de flujo (flow line), la densidad equivalente es igual al promedio del peso del lodo.

  • Si el nivel está debajo del flow line (well losing mud) d eqv < d

  • Si la B.O.P es cerrada y la presión está aplicada al anularCuando se está circulando el lodo, la presión del fondo del pozo equipara la presión hidrostática más la presión requerida para mover hacia arriba el lodo por el espacio anular d eqv > d

  • Mientras se perfora, la pérdida de presión anular y la presencia de cuttings suspendidos en la columna de lodo

d eqv > dFigura 5: Bulk density

En este caso la densidad equivalente es llamada densidad equivalente de circulación

  • Durante los viajes (tripping)

El pistoneo (swab) sacando herramienta del pozo nos da: d eqv < d

En el pistoneo de bajada (surge) bajando herramienta nos da: d eqv > d

“Esto significa que la densidad equivalente d eqv (no el peso del lodo) tiene que ser comparada con la densidad de equilibrio d eql para comparar el estado de balance del diámetro del pozo”.

La Figura 4 muestra este cálculo de la densidad de equilibrio para dos pozos perforados en el mismo reservorio. Este ejemplo claramente muestra que la posición del equipo de perforación juega un papel preponderante en la determinación del valor de la densidad de equilibrio para la formación.

Dibujo9

Figura 4: densidad de equilibrio

1.6- Overburden

Es la presión total ejercida sobre la roca y es producida por el peso de la capa de sedimentos suprayacentes.

S = ρb* Cte * D

ρb = densidad promedio de formación (bulk density) (ppg)

D = Profundidad (ft)

La densidad aparente (bulk density) de los sedimentos es una función de la densidad de la matriz, porosidad y la densidad del fluido contenido en los poros, expresada por:

ρb = Φ*ρf + (1 – Φ) ρm

Φ= porosidad ( 0 – 1)

ρf =densidad fluido ppg

ρm = densidad matriz ppg

La porosidad de los sedimentos decrece bajo el efecto del soterramiento (compactación) y es proporcional al incremento de la presión del overburden.

En el caso de las arcillas la reducción es dependiente del peso de los sedimentos (fig5). Si la porosidad de arcillas y la profundidad se representa en una escala aritmética, la relación entre estos parámetros es una función exponencial. O sea la porosidad expresada logaritmicamente es aproximadamente linear.

Para arenas y carbonatos esta relación es función de otros parámetros, mas que de la compactación, como diagénesis, selección, composición original, etc.

En la parte superior de la columna sedimentaria el bulk density se incrementa mucho más pronunciadamente que la profundidad. Este fenómeno es mucho más marcado en off shore donde el intervalo superficial consiste en agua (Figura 5).

Dibujo4

Figura 5: Bulk density

1.7- Presión de formación

La presión de formación es la presión del fluido contenido en los espacios porales de los sedimentos. Es también llamada presión de poros (pore pressure Pp).

La siguiente figura (Figura 6) nos ilustra tres categorías de presión de formación.

  • presión anormalmente negativa (presión subnormal) Esta es la presión por debajo de la presión hidrostática Pp < Ph
  • Presión hidrostática: función de la densidad del fluido de los poros.

  • Presión anormalmente positiva (overpressure) Cuando la presión excede a la hidrostática Pp > Ph

Se dice que una presión de poros es normal cuando es causada solamente por la columna hidrostática del agua connata contenida en los poros de la formación y existe comunicación con la superficie. El punto de contacto con la superficie no tiene que ser necesariamente el nivel del mar.

Dividiendo esta presión de poros entre la profundidad vertical desde la tabla de agua hasta la formación considerada, da el gradiente de presión promedio normal para el área. La gravedad especifica del agua connata contenida en la mayoría de las cuencas sedimentarias, varía entre 1.0 (agua fresca) a 1.08 (agua ligeramente salada 80.000 ppm de sal).

Dibujo5

Figura 6: Clasificación categorías de presiones

1.7.1- Presión de formación (condiciones de hidrostática normal)

Bajo condiciones de presión hidrostática normal, la presión de formación y la hidrostática son iguales.

Pp = Ph = MW x 0.052 x Depth

Esto significa que la presión del fluido de la formación depende del peso de la columna de agua saturando los poros de los sedimentos entre el punto en que establecemos la medida y la atmósfera. Esta consideración implica una conexión entre los poros con la atmósfera, independientemente de la morfología de los poros y el camino de los fluidos.

Para entender las fuerzas responsables de las presiones de los fluidos en el subsuelo de un área dada se deben considerar los procesos geológicos que ocurrieron previamente. Una de las distribuciones de presión más comunes y más simples, ocurren en los sedimentos someros que fueron depositados lentamente en un ambiente deltaico.

Cuando el material detrítico que es llevado por los ríos hacia el mar sale de la suspensión y se deposita, los sedimentos así formados inicialmente no son consolidados ni compactos, y por lo tanto, tienen relativamente alta porosidad y permeabilidad. El agua de mar mezclada con estos sedimentos se mantiene comunicada y se encuentra a la presión hidrostática. Una vez que ha ocurrido la deposición, el peso de las partículas sólidas está soportado por los puntos de contacto grano con grano, y las partículas sólidas asentadas no tienen influencia sobre la presión hidrostática del fluido situado debajo. De modo que la presión hidrostática del fluido contenido dentro del espacio poroso de los sedimentos depende solamente de la densidad del fluido.

A medida que aumenta la profundidad de enterramiento, mediante la deposición sucesiva y continúa de sedimentos, los granos de roca depositados previamente, estarán sujetos a mayor carga, a través de los puntos de contacto grano a grano. Esto causa un realineamiento de los granos a un espaciamiento más cercano, resultando en un sedimento más compactado y de más baja porosidad. A medida que ocurre la compactación se expele agua continuamente del espacio poral. Sin embargo, siempre que exista una trayectoria del flujo permeable hacia la superficie, el gradiente de potencia de flujo hacia arriba que se requiere para expeler el agua de compactación será muy pequeño, por lo que se mantendrá el equilibrio hidrostático.

1.7.2- Presión de formación (Abnormal hydrostatic)

Ciertas condiciones de anomalía de presión hidrostática pueden resultar de variaciones en altura (H) o densidad (D).

H ha sido definida como la altura vertical de una columna de agua, para un punto dado y esta altura no necesariamente corresponde a la altura vertical del pozo (Z). De forma similar D puede ser una función de la presencia de fluidos, distintos al agua.

  • Anomalía negativa

Una de las causas más comunes son los reservorios que afloran a baja altitud que la elevación a la cual es penetrada durante la perforación Figura 7 reservorio A. Esto explica por qué anomalías de presión son encontradas frecuentemente en áreas montañosas.

La posición de la tabla de agua en relación con la superficie de la tierra (Figura 7 reservorio B) es también causa de presión subnormal, especialmente en áreas áridas.

Se notará que estas anomalías en las presiones son hidrostáticas en su origen. Esto se ve en la Figura 7

  • La presión de formación en A (reservorio superior) es igual a la presión atmosférica.

  • La presión de formación en B (base del reservorio inferior) es función de la altura de la columna de agua h.

Dibujo6

Figura 7: Ejemplo de anomalía negativa

  • Anomalía positiva

  • Pozo Artesianos

Si el punto de recarga de un acuífero perforado está situado a una altura mucho más alta que el pozo, entonces la presión de formación será anormalmente alta Figura 8.

La altura de la columna de agua Ze es más grande que la profundidad vertical Z, del acuífero al pozo, la presión en A es expresada como:

P = MW x 0.052 x Ze

Dibujo7

Figura 8: Pozo artesiano

La presión (anomalía) debido a esta diferencia en altura es:

P = MW x 0.052 x (Ze – Z)

Si se dispone de suficiente información, disponible de la hidrogeología regional, sería posible preparar un adecuado programa de lodo para contrabalancear este tipo de presiones anómalas.

  • Columna de hidrocarburos

Dentro de un reservorio de hidrocarburos la relación de la columna de fluido crea una anomalía de presión, que es máximo al tope de este. La fuerza a la cual el agua ejerce sobre la interfase con el hidrocarburo debido a la flotabilidad, es una función en la diferencia de densidad entre el agua y el hidrocarburo. La presión anómala al tope de la columna de hidrocarburo deriva de:

Phc = (d – dhc) x 0.052 x prof.

Phc = Presión anómala al tope de la columna

h = altura de columna hidrocarburo

d = densidad agua

dhc = densidad hidrocarburo

Dibujo8

Figura 9: Acumulación de hidrocarburos

Ejemplo:

Asuma un reservorio de 500 mts de espesor encontrado a una profundidad de 2000 mts el cual está impregnado con un espesor de 400 mts de gas de densidad 0.25 (condición fondo de pozo) con agua de formación de densidad 1.05 (Figura 9)

Phc = (8.757 – 2.085) x 0.052 x 1312.34 =455 psi Densidad 1.05 g/cm3 = 8.757 ppg

Presión de gas al tope del reservorio es:

P = Phc + (6561.68 x 0.052 x 8.757) = 3442.95 psi

Figura 10: Efecto de la presión diferencial

Figura 10: Efecto de la presión diferencial

1.7.3- Gradiente presión de formación

Es la unidad de incremento en la presión de poros, por un incremento en la profundidad
Si la presión de poros es de 150 kg/cm2 es medida a 1025 mts de profundidad y la presión es de 165 kg/cm2 a 1125 mts , el gradiente de presión está dado por:

G = [(165 – 150) / (1125 – 1025)] x 10 = 1.50En el caso de una formación que está a la presión hidrostática, dentro del mismo reservorio y en fase de continuidad, el valor del gradiente de presión (conocido como gradiente hidrostático), es igual a la densidad de fluido intersticial.

A menudo, solamente un valor de presión es conocido. En ese caso el gradiente es calculado de la profundidad absoluta.

Si tomamos el ejemplo de la Figura 4

Zt (distancia entre rotary y nivel mar) = 25 mts

P = 150 kg / cm2 a 1025 mts (table elevation)

Prof. absoluta = 1025 más – 25 más = 1000 mts. G = 150 / 1000 x 10 = 1.50

Sin embargo, en perforación en tierra donde el tope de la tabla de agua no coincide con el nivel del mar, calcular el gradiente de presión relativo al nivel del mar aparecerá como una anomalía. Figura 11.

En estas circunstancias el gradiente de presión de formación debería ser calculado por una referencia al tope conocido de la tabla de agua de la región. En síntesis ” utilizando gradientes se obtienen resultados más consistentes y se eliminan errores debido a la topografía, pero puede no ser satisfactorio si la posición de la tabla de agua no es exactamente conocida”

Dibujo10

Figura 11: Anomalía de gradiente asociada con la posición tabla de agua

Entonces, hay que tener presente que el gradiente es medido desde la línea de flujo (flow line) y se denomina Gradiente de Balance de la formación (FBG) (Formation Balance Gradient), y esto es igual a la densidad del lodo necesarias para equilibrar la presión de poros.

Por ejemplo en Off Shore

Profundidad de agua 450 ft, densidad de agua 8,6 ppg. Si asumimos normal pore pressure gradient es 8,6 ppg, y la profundidad de interés es 1000 ft. El RKB al nivel mar 60 ft y RKB al flow line 5 ft

Pore pressure actual 940 x 8,6 0,052 = 420 psi

Pore pressure gradient al flow line 420 / (995 x 0,052)= 8,1 ppg (0,422 psi/ft)

Por ejemplo On Shore

Profundidad tabla agua 220 ft, densidad agua 8,34ppg flow line hasta el nivel de la tierra 45ft, profundidad de interés es 1000 ft

Pore pressure actual 780 x 8,34 0,052 = 338 psi

Pore pressure gradient al flow line 338 / (1000 x 0,052)= 6,5 ppg (0,338 psi/ft)

Los valores calculados para los casos hipotéticos(tanto en tierra firme y costa afuera), 6.5ppgy 8.1ppg, son por lo tanto la densidad de lodo necesaria para equilibrarlas presiones de poro a 1000pies para esas condiciones.

Obviamente, ningún lodo de perforación a base de agua puede ser de tan baja densidad, y esto representa un problema importante en la perforación de los pozos someros donde las presiones de fracturase se han aproximado y superado a estos valores, lo que implicaría una pérdida de circulación y sin retorno de lodo a superficie.



CAPÍTULO 2

2. Orígenes de presiones anormales

Las presiones anormales son un fenómeno hidrodinámico donde el factor tiempo juega un rol fundamental. Un ambiente cerrado o semi-cerrado es en efecto esencial para que exista presiones anormales y sobre todo que éste, se mantenga.

La arcilla a pesar de su baja permeabilidad (10-1 a 10-7 mD), permite la transferencia, considerando un tiempo geológico. La eficacia del sello depende en particular del espesor y la capilaridad. La sal es un ejemplo de un sello ideal, no solo por su comportamiento plástico bajo stress (esfuerzo), sino también por su impermeabilidad perfecta.Las presiones anormales se originan cuando algún proceso afecta los componentes del sistema de tensión del subsuelo de tal modo que los fluidos de los poros aceptan una porción de tensión de sobrecarga mayor de lo esperado (mayor que la presión hidrostática), y una barrera impermeable impide que los fluidos se desplacen para equilibrar las presiones.

Son varias las condiciones geológicas que favorecen la generación de presiones anormales:

Sedimentos recientes (Período Terciario)

Gran espesor total (Cuencas)

Presencia de rocas arcillosas (Secuencia de Lutitas)

Areniscas interestratificadas de extensión limitada (secuencias deltáicas y de transgresión regresión)

Carga y hundimiento rápidos (secuencias deltaicas).

2.1- Efecto de compactación (Overburden effect)

Cuando los sedimentos se compactan normalmente, su porosidad es reducida al mismo tiempo que el fluido contenido en los poros es expelido. Figura 12

Dibujo11

Figura 12: Reducción de la porosidad

Durante el soterramiento, el incremento del overburden (sobrecarga) es la primera causa de la expulsión de los fluidos. Si la velocidad de sedimentación es lenta, ocurre una compactación normal, o sea existe un equilibrio entre el incremento del overburden (sobrecarga) y la habilidad de expeler fluidos.

Dibujo12

Figura 13: Modelo de compactación ideado por Terzaghi

El agua contenida en los poros se expande a medida que aumenta la profundidad de enterramiento y aumenta la temperatura, mientras que el espacio poroso se reduce por el aumento de la carga geostática.

Así, la presión de formación normal se puede mantener solamente si existe una trayectoria de suficiente permeabilidad para permitir que el agua de las formaciones escape fácilmente.

Para ilustrar este principio, en la Figura 13 se ve un modelo simple de mecánica de suelos. En este modelo los granos de roca están representados por pistones que se contactan unos con otros a través de un resorte. El agua connata que llena el espacio entre los pistones tiene una trayectoria de flujo natural hacia la superficie. Sin embargo, esta trayectoria puede ser restringida (representada por la válvula del modelo).

Los pistones son cargados por el peso de la sobrecarga geostática σsob, a la profundidad dada de enterramiento. Soportando esta carga están:

1- El soporte proporcionado por el esfuerzo vertical del contacto grano a grano o el esfuerzo de la matriz σz.

2- la presión de poros pp .
De modo que se tiene.

σsob = σz + pp

Siempre y cuando el agua de los poros pueda escapar tan rápido como se requiera por la tasa de compactación natural, la presión de poros permanecerá igual a la hidrostática. El esfuerzo de la matriz continuará aumentando a medida que los pistones se acerquen el uno al otro, hasta que el esfuerzo de sobrecarga es balanceado.

En una cuenca sedimentaria real, si durante el curso de la subsidencia, el fluido contenido inicialmente en los poros puede escapar libremente hacia la superficie, posiblemente, a través de canales permeables continuos, se presentan los siguientes fenómenos.
  1. La porosidad decrecerá continuamente con la profundidad de enterramiento.
  2. La presión de poros (pp) siempre es aproximadamente igual a la hidrostática.
  3. El esfuerzo vertical de la matriz de la roca (σz) será siempre un máximo.
  4. La lutita estará normalmente compactada.
Sin embargo, si la trayectoria del flujo de agua hacia la superficie es bloqueada o restringida, el esfuerzo de sobrecarga creciente causará presurización del agua que contienen los poros sobre la presión hidrostática. El volumen poroso, también permanecerá mayor que el normal para una profundidad de enterramiento dada. La pérdida natural de permeabilidad mediante la compactación de sedimentos de grano fino, tal como lutitas o evaporitas, puede crear un sello, que puede desarrollar la creación de una presión anormal.
En este caso, si los fluidos solamente pueden escapar de los poros con dificultad, se presentaran los siguientes fenómenos:
  1. La porosidad sólo decrecerá ligeramente con la profundidad de enterramiento.
  2. La presión de poros crecerá por encima de la presión normal.
  3. σz decrecerá por debajo del máximo.
  4. La arcilla estará sub-compactada.
De esta forma, la subcompactación es un resultado de la presencia de barreras de permeabilidad que rodean a la arcilla que impiden que la presión de poros alcance el equilibrio hidrostático.
Al no poder escapar el agua intersticial de la matriz de la roca, bajo la sobrecarga, una gran parte de ésta transmite su presión a cualquier yacimiento que esté por debajo de esta.
Se debe hacer notar que este fenómeno solamente ocurre cuando la matriz es compresible, como en el caso de las lutitas. Esto no ocurre, por ejemplo, en areniscas puras, en las cuales la estructura física inicial es tal, que la matriz es incomprensible y soporta la presión geostática o de sobrecarga sin transmitirla a los fluidos que están en sus poros. Sin embargo, los lentes de arenas intercalados en una lutita masiva forman un recipiente ideal de presiones anormales y son un peligro potencial en perforación.
La reducción en la porosidad de una arcilla es acompañada por un incremento en el bulk density. Las medidas de la porosidad y densidad de arcillas constituyen la base del estudio de la compactación.
En definitiva, la compactación normal de arcillas es el resultado de un equilibrio general de las siguientes variables:
  • Permeabilidad de la arcilla.
  • Sedimentación y tiempo de deposición.
  • Eficiencia de drenaje.
La permeabilidad de las arcillas es muy lenta, entonces, el agua no puede ser expelida inmediatamente. Para un ritmo de sedimentación, Kmin es la permeabilidad mínima que permitiría una compactación en equilibrio.
Si la permeabilidad es menor a Kmin el proceso de drenaje es más lento y una presión anormal es creada que se prolonga hasta que la expulsión es completa.
Similarmente, si la velocidad de sedimentación excede la condición de equilibrio, un gran volumen de agua tiene que ser expulsado y un mas alto valor de Kmin se necesita para mantener el equilibrio. De hecho, como la permeabilidad no varía demasiado es obvio que la formación de presión de fluido se incrementará en consecuencia. La intensidad de la presión de poro depende de la velocidad de sedimentación.
Como la velocidad de sedimentación es a menudo más grande que el que se necesita para permitir el drenaje del exceso de fluido, una presión anormal es muy frecuente en los siguientes ambientes:
Formaciones deltaicas recientes y márgenes continentales pasivos, a menudo sitios de rápida sedimentación. Generalmente hablando, si existe una fase de activa subsidencia, más grande es la posibilidad de encontrar anomalías de presiones.
La probabilidad de existencia de una zona de presión anormal se incrementa con el espesor de arcillas, donde las capas de drenaje de arena están ausentes.
La presencia de drenajes dentro de series arcillosas es un factor esencial que gobierna las presiones anormales. La presencia y magnitud de la presión anormal parece estar relacionada a la relación de arena y arcilla en la secuencia sedimentaria.
El mecanismo para expeler agua de las arcilla a través de un reservorio porosos es el mismo que el de un fluido para migrar hacia zonas de baja resistencia a fluir. Como la velocidad de expulsión está cerca del drenaje, las primeras etapas de este proceso conducen a la compactación de los estratos de arcillas inmediatamente adyacentes. El resultado en la reducción de la porosidad y permeabilidad retarda aun más la expulsión del fluido. En ciertos casos el mismo mecanismo puede contribuir a la formación de cemento diagenético que afecta los límites de las arenas y arcillas.

La presión de fluido dentro de una arcilla es, a menudo asumido a ser similar al del cuerpo arenoso que lo rodea, o está en contacto. Sin embargo, durante el proceso de compactación la presión en la arcilla más lejos del drenaje es probablemente mayor. Figura 14.

Dibujo13.png

Figura 14: Distribución de porosidad y presión en serie arena / shale durante compactación

2.2- Expansión Aquathermal

Es una consecuencia de la expansión del agua debido a efectos térmicos en un ambiente cerrado. Si un cuerpo de agua es calentado su volumen se incrementa. La extensión del aumento de la presión depende no solamente del incremento de la temperatura sino también de la densidad del agua.

La expansión “aquathermal” tiene efecto solamente si se cumplen ciertas condiciones:

  • El ambiente es completamente cerrado.
  • El volumen poral es constante.
  • El aumento de temperatura tiene lugar después que el ambiente está aislado.

En efecto, para que el efecto termal sea significativo el sistema debe ser perfectamente cerrado, desde que la creación de la sobrepresión está asociada a un pequeño incremento del volumen de agua. El volumen se incrementa en un 0.05% para un enterramiento de 1 km con un gradiente de temperatura de 25 °C/km.

2.3- Diagénesis de Arcillas

La transformación de la arcilla y su hidratación (con un consiguiente incremento de volumen de agua de poro) en el curso de la diagénesis es a menudo considerado como un factor de contribución en la generación de una presión anormal.

2.3.1- Mineralogía

En orden de entender estos procesos más fácilmente, es útil enumerar algunos aspectos de la mineralogía de las arcillas.

Los minerales arcillosos forman parte del grupo de los filosilicatos, los cuales están caracterizadas por la disposición alternada tetraedro u octaedro de Si Silicio, Al Aluminio, Fe hierro. El mineral de arcilla más simple esta dado por la pirofilita que está formada por la superposición de dos hojas de tetraedros unidos por Al3+ iones en posición de octaedro.

Su fórmula es la siguiente : Al2[Si4O10](OH)2

La estructura de la pirofilita es eléctricamente neutra. La sustitución de cationes Si4 en el tetraedro por Al3+ desarrolla una carga negativa que es compensada por la absorción de cationes y la capa intermedia de agua. Este nuevo tipo estructural es característico de la montmorillonita (familia de la esmectita). Una fuerte capacidad de intercambio de catión, o absorción de agua, provee a este tipo de arcilla su capacidad de hincharse en contacto con el agua.

La fórmula de las esmectitas son (Si4-x Alx)O10 (Al(2-x) Rx2+) (OH)2 INx nH2O

R2+=Mg Fe Mn Cr etc

INx =Catión intercambiable

Dibujo14
Figura 15: Estructura mineralógica de las arcillas

La sustitución de catión de Si4+ por Al3 incrementa el desequilibrio eléctrico, y en particular permite a los iones de potasio o calcio que se fijen en una posición intermedia. La arcilla pierde su capacidad de absorber agua y puede gradualmente cambiar por otro tipo de mineral (illita) que pertenecen a la familia de las micas. Figura 15. La fórmula general de la illita es representada por: Ky Al4 (Si8-y Aly) O20 (OH)

2.3.2- Proceso diagenético

Cualquier evaluación sobre la diagenesis de las arcillas debe estar precedido por un análisis del origen de éstas. Investigaciones en minerales arcillosos en diferentes pozos perforados han demostrado que tanto como se incremente la profundidad, la esmectita gradualmente pasa a illita Figura 16.-

Dibujo15
Figura 16: Variación de minerales arcillosos con la profundidad

La premisa básica de este mecanismo es que los sedimentos arcillosos superficiales y más jóvenes, suelen ser ricos en arcilla esmectita llamada montmorillonita.

A diferencia de la expulsión del exceso de agua durante la deposición y compactación, la liberación del agua alojada entre las capas de la esmectita, es debido al efecto combinado de temperatura, actividad iónica y, en menor medida a la presión.

La cantidad de agua liberada de esta forma depende de la capacidad de absorción de la esmectita. Mientras que la esmectita cambia a illita, el agua absorbida es expelida en forma de agua libre. Esta adicción al agua poral puede ayudar a generar una presión anormal adicional. Las esmectitas pueden absorber agua entre sus capas estructurales, la cantidad de agua varía con el tipo de arcilla, la naturaleza de los cationes entre capas y las condiciones físicas prevalecientes.

A medida que las arcillas se hunden y encuentran mayores temperaturas, el agua entre capas es expulsada. La mayor parte de la deshidratación ocurre entre las isotermas 100 y 250ºC.

Dado que las esmectitas pueden tener diez niveles de agua entre sus capas, liberan grandes volúmenes de agua que van a los espacios porosos y deben ser expulsados para mantener la presión de poro normal. Luego que las seis primeras capas de fluido han sido eliminadas, la arcilla modifica su estructura apilada adquiriendo un patrón de espina de pescado. A medida que siguen hundiéndose, las cuatro capas de agua restantes son expulsadas y se completa la deshidratación.

Si las aguas también sufren una perdida iónica durante su liberación, la reducción de densidad que acompaña a ésta, provocará una expansión y las presiones de poro aumentaran. Para que la deshidratación de la montmorillonita sea importante en la generación de geopresiones, la velocidad de expulsión de los fluidos de los poros debe ser menor que la producción de las aguas provenientes del interior de las capas arcillosas. La compactación de los sedimentos adyacentes puede contribuir a que haya una mayor presión a través de una reducción de la permeabilidad. La reducción de los conductos permeables puede llegar a ser aun mayor por la precipitación del sílice liberado durante la conversión de la montmorillonita en illita.

2.4- Ósmosis

Se define como ósmosis al paso espontáneo de fluidos de una solución diluida a una de mayor concentración cuando las dos soluciones se encuentran separadas por una membrana semipermeable. El diferencial de la presión osmótica es casi directamente proporcional a la diferencia en las concentraciones iónicas; cuando el diferencial es constante, la presión varía con la temperatura absoluta.

Las arcillas pueden actuar como membranas semipermeables y su eficiencia como tales aumenta con la pureza de la arcilla. Los iones disueltos dentro de las aguas de los poros son filtrados por la membrana arcillosa cuando las aguas fluyen hacia la solución de mayor concentración.

Cuando finalmente se logra un equilibrio, la presión de poro sobre el lado del influjo es anormalmente elevada. Experimentos de laboratorio han determinado que la presión generada por una solución salina saturada y 1.02 gm/cc de NaCl en agua puede alcanzar 4500 lppc en condiciones adecuadas.

La “electro ósmosis” también puede ser un proceso activo. Ocurre cuando dos soluciones contienen iones disueltos que tienden a ser químicamente activos. El potencial eléctrico a través de la membrana semipermeable induce el movimiento del fluido. Asimismo, la temperatura también influye en el movimiento del fluido, en un proceso denominado “termo ósmosis”.

Los efectos combinados de la osmosis, la electroósmosis y la termo ósmosis pueden actuar concertadamente para superar la conductividad hidráulica y potencialmente invertir la dirección predominante del desecamiento relacionado con la compactación. La relativa importancia de los mecanismos osmóticos aumenta en la medida en que la compactación es mayor y la porosidad menor.

2.5- Depósitos de Evaporitas

Los depósitos de evaporizas tienen diferentes roles en la presión anormal

  • Un rol pasivo, constituyendo un sello
  • Un rol activo, como generadora de presiones (proceso diagenético).

2.5.1- Sello

La roca sello impide la migración del petroleo y el gas, tanto a la superficie como en forma lateral. Las acumulaciones de hidrocarburos se encuentran alojados en una trampa que pueden ser:

  • Estructural
  • Estratigráfica
  • Mixta

La condición primordial de una roca sello está relacionado a la permeabilidad. Esta roca debe ser impermeable para lograr su función esencial. Las lutitas por su condición de baja permeabilidad son sellos de excelencia, otro tipo de sellos lo constituyen las evaporitas y los carbonatos cristalinos no fracturados.
Las evaporitas son totalmente impermeables, lo que hace de ellas casi un sello perfecto.

Debido a su inherente composición también tienen un grado de movilidad, y cualquier fractura que ocurra pueden ser reparadas por ellas mismas.

Durante la sedimentación, la eficiencia de sello de los depósitos de evaporitas es una barrera para la expulsión vertical de un fluido de los sedimentos subyacentes. Si la conductividad lateral hidráulica es insuficiente para un adecuado drenaje, el efecto del overburden continuará incrementándose y puede dar lugar a una presión anormal en reservorios e igualmente en arcillas. Esto significa que los niveles arcillosos pueden ser sobre compactados.

2.5.2- Diagénesis de Sulfatos

El yeso CaSO4 2H20 es el único precipitado del CaSO4 en áreas de sedimentación. La transformación en anhidrita ocurre en estadios tempranos del proceso de enterramiento.

Cuando el yeso es transformado en anhidrita, alrededor del 38 % de la cantidad de agua es liberada. Una presión anormal puede originarse si el fluido no puede ser expelido, pero como este proceso tiene lugar a profundidades usualmente someras, es posible que el exceso de agua escape.

2.6- Transformación de materia orgánica

A profundidades someras la materia orgánica contenida en los sedimentos es desglosada por la acción de bacterias, generando gas metano.

La celulosa se puede dividir en dos, metano y dióxido de carbono

C6H10O5>>CO2+CH4

En un ambiente cerrado el resultado de la expansión puede llevar a obtener presiones anormales. Normalmente es extraño que exista un sello a profundidades someras, de esta manera el gas se disipa en la superficie. El gas atrapado puede ser una amenaza real para la perforación debido a la ausencia de una BOP, pero estos inconvenientes usualmente pueden ser revelados con la sísmica de alta resolución.

Algunas de las manifestaciones de gas superficial puede tener su origen en mayor profundidad y se ha filtrado hacia los sedimentos superficiales, donde queda atrapado en el marco de las arcillas superficiales.

El gas somero “shallow gas” puede ocasionar riesgos importantes de perforación. Debido a los bajos gradientes de fractura dentro de los sedimentos, se utilizan líneas de desviación “diverter line” o dinamic kill methods que son utilizados para matar al pozo. Para la prevención de gas somero se utilizan datos sísmicos de alta resolución. La perforación de pozos de pequeños orificios de diámetro,pozos pilotos, “pilot hole” y el uso de herramientas de resistividad “MWD” pueden mejorar la detección y prevenir problemas.

2.7- Tectónica

El efecto inmediato de la actividad tectónica es el de modificar la fuerza y dirección de las tensiones.

Los sedimentos no solo están sujetos al efecto del enterramiento “overburden”, dado por el propio peso de los sedimentos sino también a la tensión tectónica “tectonic stress”.

Cualquier proceso que cambie de posición los sedimentos de su posición normal de compactación afectará a las presiones de fluido contenido en los sedimentos.

La acción tectónica puede crear estrés, tan rápidamente, que la expulsión del líquido se ve obstaculizado y puede generar sobrepresión.

2.7.1- Fallas y fracturas

El efecto que poseen las fallas en la distribución de la presión de fluido depende de varios factores. Figura 17.

  • Si forman un sello eficaz o si en caso contrario, actúan como drenaje.
  • Como desplazan el reservorio y el sellado de los estratos
  • La original distribución del sellado o cierre y la secuencia del reservorio
Dibujo16
Figura 17: Rol del sistema de fallas

Las fallas normales son el resultado de las tensiones, donde S1 es vertical y S3 es horizontal.

Estas fallas han sido creadas por un sistema de extensión, de esta manera tienden a abrirse, por consiguiente a menudo tienen puntos de drenaje, proveyendo una conexión entre reservorios que permiten ecualizar los gradientes de presiones. Sin embargo, en presencia de fluidos saturados los planos de fallas se convierten, debido a que en estos se registra una disminución de la presión, en un sitio prematuro de cristalización de calcita, cuarzo, anhidrita o dolomita, ninguna de las cuales es permeable. Si esto sucede las fallas actuarían como una barrera o un sello del reservorio.

Las fallas inversas son el resultado de un esfuerzo donde S1 está cercano al horizontal S3 cercanamente al vertical, y por lo tanto más probabilidades de ser cerrada. En términos muy generales, estas fallas tienden a ser una barrera a la circulación de fluidos.

Dibujo17

Figura 18: Tipo de fallas

Las fallas transcurrentes son el resultado de un esfuerzo donde S1 y S3 son horizontales y S2 es vertical. Tanto como las fallas normales, si ellas actúan como una barrera o bien como drenaje, depende de si existe cristalización de minerales sintectónicos. Su impacto también, estará afectado por el relativo desplazamientos de los compartimientos a ambos lados de la falla.



CAPÍTULO 3

3- Predicción y detección

Siempre es un riesgo los procesos de perforación de pozos de petróleo, pero la presencia de zonas con anomalías de presión, pueden significativamente incrementar esas dificultades. En estas condiciones, para la obtención de un resultado satisfactorio se requiere de todos los medios de detección de presiones a nuestra disposición.

La presión de los fluidos que están dentro de las formaciones a ser perforadas constituye uno de los parámetros más críticos necesitados por el ingeniero de perforación para la planificación y perforación de un pozo.

Durante la planificación se deberá primero determinar, si estarán presentes presiones anormales. Si existen, debe determinarse la profundidad a la cual la presión de los fluidos se desvían de la normal y, también deben ser estimadas las magnitudes de las mismas.

Para que los datos de presión de poros de la formación tengan la más alta utilidad, deben estar disponibles tan temprano como sea posible Estos medios para determinar la presión poral, no son universalmente aplicables, y su efectividad varía de caso en caso.

“Hay que considerar que las técnicas para determinar presiones anormales son parte de una herramienta que debe ser evaluada en su conjunto, de forma que todas ellas nos conduzcan a una evaluación final.”

3.1- Tendencia de Compactación Normal (Trend)

Como primera medida para evaluar una presión anormal vinculada con una anomalía de compactación es necesario definir una tendencia de compactación normal para fines de referencia. De este modo toda desviación de la normal será minuciosamente evaluada.
La compactación representa una reducción en la porosidad al incrementarse la profundidad, de esta manera una relación linear es revelada cuando se grafica en escala logarítmica, la relación porosidad Vs. Profundidad.
Las facies de arcilla deben ser utilizadas para determinar esta relación. Las arcillas puras con una idéntica composición mineralógica y textura muestran una única tendencia de compactación.
En realidad las arcillas y las lutitas “shale” tienen una amplia variación de facies. La inclinación o pendiente de la tendencia normal a la compactación está influenciada por los siguientes ítems.
  • La mineralogía y las proporciones relativas de filosilicatos en la arcilla.
  • El contenido de minerales no arcillosos (cuarzo, carbonato materia orgánica etc.)
  • La velocidad de sedimentación.
  • El gradiente geotérmico.

3.2- Características de las zonas sobrecompactadas

3.2.1- Zona de transición

En caso de zonas anormalmente presurizadas, los fluidos tienden a moverse hacia zonas de baja presión hidrostática. Si existe un sello entre las dos zonas de diferente potencial, evitando la comunicación entre ellas, evidenciará un cambio abrupto en las condiciones de presión. Figura 19a.

De otra manera, si el sello no es perfecto el escape de los fluidos conllevará una dispersión parcial de la presión en la parte superior de la secuencia anormalmente presurizada. Figura 19b.

Dibujo18

Figura 19: Zonas de transición

El espesor de la zona de transición depende de la permeabilidad de la arcilla, condicionesde drenaje y del factor tiempo. En el caso de una secuencia monótona de arcilla, este puede ser de un considerable espesor. Es muy sencillo detectar un zona anormalmente presurizada, si el cambio es gradual. Esto significa que, más espesa es la zona, más fácil será detectar la zona compactada (undercompacted zone).
En una cuenca sedimentaria real, si durante el curso de la subsidencia, el fluido contenido inicialmente en los poros puede escapar libremente hacia la superficie, posiblemente, a través de canales permeables continuos, se presentan los siguientes fenómenos:
  • La porosidad decrecerá continuamente con la profundidad de enterramiento.
  • La presión de poros (pp ) siempre es aproximadamente igual a la hidrostática.
  • El esfuerzo vertical de la matriz de la roca (σz) será siempre un máximo.
  • La lutita estará normalmente compactada.
Sin embargo, si la trayectoria del flujo de agua hacia la superficie es bloqueado o restringido, el esfuerzo de sobrecarga creciente causará presurización del agua que contienen los poros sobre la presión hidrostática. El volumen poroso, también permanecerá mayor que el normal para una profundidad de enterramiento dada. La pérdida natural de permeabilidad mediante la compactación de sedimentos de grano fino, tal como lutitas o evaporitas, puede crear un sello, que puede desarrollar la creación de una presión anormal.
En este caso, si los fluidos solamente pueden escapar de los poros con dificultad, se presentaran los siguientes fenómenos:
  • La porosidad sólo decrecerá ligeramente con la profundidad de enterramiento.
  • La presión de poros crecerá por encima de la presión normal.
  • σz decrecerá por debajo del máximo.
  • La arcilla estará sub-compactada.
De esta forma, la subcompactación es el resultado de la presencia de barreras de permeabilidad que rodean a la arcilla que impiden que la presión de poros alcance el equilibrio hidrostático. Al no poder escapar el agua intersticial de la matriz de la roca, bajo la sobrecarga, una gran parte de ésta transmite su presión a cualquier yacimiento que esté por debajo de esta.
Se debe hacer notar que este fenómeno solamente ocurre cuando la matriz es compresible, como en el caso de las lutitas. Esto no ocurre, por ejemplo, en areniscas puras, en las cuales la estructura física inicial es tal, que la matriz es incompresible y soporta la presión geostática o de sobrecarga sin transmitirla a los fluidos que están en sus poros. Sin embargo, los lentes de arenas intercalados en una lutita masiva forman un recipiente ideal de presiones anormales y son un peligro potencial en perforación.
Existen varias causas para la formación de barreras de permeabilidad, que varían ampliamente en su efectividad. Se pueden clasificar por su origen en barreras físicas, químicas o una combinación de la dos. Las principales causas de barreras de permeabilidad son:
  • Sedimentos de evaporitas: Por ejemplo la deposición de una evaporita sobre una sección de arcilla estaría subyacente a una capa de roca impermeable que impide que los fluidos escapen de los poros. La barrera es perfecta.
  • Actividad tectónica: una gran actividad tectónica puede resultar en fallas y subsidencia rápida de bloques de fallas produciendo restricción del escape de fluidos.
  • Sedimentación rápida: La deposición rápida de sedimentos, muy común en cuencas deltáicas, causan que las arcillas sean subcompactadas, ya que el fluido de los poros no tiene suficiente tiempo para escapar. Este es el caso más común de subcompactación. El sello no es perfecto, en este caso.
Dependiendo de la calidad de la barrera de permeabilidad se podría encontrar una zona de transición.
Se deben considerar dos casos:

3.2.1.1- Sello Perfecto

Si la capa de roca impermeable efectúa un sello perfecto (como en el caso de una sal), la lutita habrá sido preservada en su estado inicial de compactación. En este caso no habrá zona de transición.
En la lutita, los fluidos contenidos en los poros soportarán parte de la presión de sobrecarga, y estará por consiguiente sobrepresionada (presión anormal), aún cuando arriba de la capa de roca impermeable el gradiente de presión será normal dependiendo de la densidad de los fluidos en el sitio (Figura 20).
Sin embargo el gradiente de compactación dentro de las lutitas mantendrá la misma función de su peso como en su deposición.
Hay dos puntos que se deben observar:
  • La densidad de equilibrio disminuirá durante la penetración de las lutitas con presión normal. Como es imposible reducir la densidad de lodo sin bajar tubería, siempre existirá el riesgo de que ocurra una pérdida de circulación o un atascamiento por presión diferencial en el fondo del pozo.
  • La densidad de lutitas disminuirá bruscamente después de la perforación de la capa impermeable, y luego aumenta suavemente con la profundidad siguiendo una tendencia normal.

Figura 20: Arcilla subcompactada Capa sello perfecto

Figura 20: Arcilla subcompactada Capa sello perfecto

3.2.1.2- Sello Imperfecto

Si la capa de roca impermeable efectúa un sello parcial (como en el caso de lutitas o formaciones fracturadas) habrá un flujo de fluido de los poros saliendo de la zona de presión anormal hacia la zona de presión normal.
Los niveles superiores de la zona de presión anormal tenderán a recompactarse a medida que sale parte de su fluido intersticial. Las partes más profundas de la zona sufrirán menos desahogo de fluido debido al aumento de las caídas de presión:
  • La recompactación parcial de las lutitas cerca de la roca impermeable da como resultado que soporte una mayor parte de la presión de sobrecarga, reduciendo así la presión de poros.
  • Al comienzo de la perforación de una zona de presión anormal, la situación dinámica, resulta de una inversión del gradiente de compactación de las lutitas (decrecen en densidad Vs profundidad) y un aumento de la presión de poros, siguiendo un gradiente mucho mayor que el de los fluidos en sitio Figura 21
Figura 21: Lutita subcompactada Sello Imperfecto
Figura 21: Lutita subcompactada Sello Imperfecto

3.3- Determinación de Sobrepresiones (métodos)

Método
Fase de Operación
  • Geología Regional
  • Métodos Geofísicos
Antes de Perforar
Parámetros mientras se perfora
  • Velocidad perforación (drilling rate)
  • D exponent
  • Torque
  • Drag
Mientras se Perfora (tiempo real)
Mud parameters
  • Pit levels
  • Mud flow
  • Pump pressure
Mientras se Perfora (tiempo real)
Mud parameters
  • Mud gas
  • Mud density
  • Mud temperature
Mientras se Perfora (lagged)
Cuttings analysis
  • Lithology
  • Shale density
  • Shale factor
  • Shape, size, abundance
  • Cuttings gas
Mientras se Perfora (lagged)
Wireline logs
  • Resistivity
  • Sonic
  • Density/neutron
  • Gamma ray
Después de Perforar / Mientras se Perfora
Direct pressure evaluation (formation tests)
  • DST
  • Wireline formation tests (RFT)
Después de Perforar
Well seismic check
  • Checkshot
Después de Perforar

3.3.1- Geología regional

La apreciación de problemas de presión anormal requiere de un conocimiento que va más allá de la estratigrafía de la región. Es necesario investigar la hidrodinámica, estructura, litología (sello, drenaje, relación arena/arcilla) mineralogía de arcillas, gradiente geotermal, madurez de la materia orgánica etc etc. Si tenemos una gran cantidad de datos, los análisis estadísticos pueden ser realizados confeccionándose diferentes mapas en varios aspectos.

3.3.2- Métodos Geofísicos

Los métodos geofísicos proveen numerosas pistas para detectar zonas anormalmente presurizadas. Estos métodos pueden proveer:
  • estimación de intervalos de velocidad.
  • litología aproximada y facies de la secuencia.
  • detección directa de hidrocarburos (puntos brillantes – bright spots).
  • determinación de topes de presión anormal.
  • alta resolución, investigación a baja profundidad y revelación de gas y migraciones de gas (chimeneas de gas).

3.3.2.1- Métodos Sísmicos

Muy alta resolución: Es una técnica utilizada para el estudio del lecho marino. Tiene un poder de resolución de menos de un metro y su utilización está limitada de 50 – 100 mts.
Alta resolución: Con una resolución de 1 – 5 mts y una profundidad de investigación de entre 1000 – 1500 mts.
Exploración Sísmica Convencional
Es una técnica clásica, tiene una baja resolución en el rango de 5 – 50 mts, pero la profundidad de investigación se extiende miles de metros. Es la más importante fuente de información en relación con zonas anormalmente presurizadas.
La sección sísmica por sí misma, transmite una gran cantidad de información. Ella revela zonas de gas (puntos brillantes – bright spots), fallas y diapiros. Provee una indicación de litología y facies, además pueden ser detectadas zonas de undercompaction.
El análisis del intervalo de velocidad deducido del estudio de velocidades sísmicas es útil para evaluar el desarrollo de la compactación y la relación arena – arcilla.
Sísmica Tri dimensional
Utilizando una adquisición. Línea- espaciamiento de 50 – 100m la sísmica 3D provee una exploración del subsuelo en red de puntos regularmente espaciados en el plano XY en lugar de un patrón de línea.
El método sísmico 3D por lo tanto permite la migración de eventos laterales en tres dimensiones estableciendo la geometría de estructuras con una gran exactitud, y mediante el uso de variaciones acústicas laterales de un horizonte sísmico determinado, se puede definir en 3D.
En off-shore la sísmica 3D reduce el espaciamiento entre líneas permitiendo la adquisición simultánea de alta y muy alta resolución sísmica, evitando así múltiples campañas para adquirir datos.
Ondas Sísmicas

Las técnicas anteriores están referidas a ondas sísmicas compresionales (ondas “P”), en las cuales las partículas se mueven en la dirección de la propagación. Las ondas primarias (ondas “P”), se propagan a una velocidad que depende de las propiedades elásticas de la roca a través del cual viajan. Figura 22.Las velocidades de las ondas compresionales (P) se ven fuertemente afectados por la presencia o ausencia de agua de los poros. Bajas velocidades se exhiben por encima de la tabla de agua y en áreas del pozo donde existe gas en el espacio poroso. La mayoría de los suelos saturados de agua normalmente consolidadas tienen velocidades cercanas a la del agua (1.480 m / s). La sobreconsolidación de los suelos saturados de agua (con la consiguiente reducción de la porosidad) se indica por las velocidades algo más altas (por ejemplo, una basal de grano grueso compactado hasta puede producir velocidades de 2500-3500 m / s. Litificación a la roca, hielo o de unión de los suelos, resultados en las velocidades que pueden oscilar entre los 2500-5500 m / s.

Las ondas secundarias, también llamadas ondas de cizalla (S), viajan a una velocidad que sólo depende de la rigidez y la densidad del material a través del cual se propagan. Velocidades de onda de corte pueden ser utilizados para indicar la presencia o ausencia de suelos blandos y los límites resonantes para la evaluación de los peligros de terremotos y se pueden utilizar para estimar el potencial de licuefacción de los suelos no cohesivos.
Figura 22: Tipos ondas sísmicas
Figura 22: Tipos ondas sísmicas
Utilizando los datos de ondas “P” y “S” es posible determinar parámetros de la elasticidad de la roca, relación de Poisson, módulo de elasticidad etc etc. A partir de estas, es posible realizar predicciones, en particular en lo concerniente al gradiente de fractura y a algún posible inconveniente de perforación, condición del pozo, etc.
Interpretación
La manera clásica de representar el tiempo de tránsito es por medio de una sección sísmica.
El tiempo relacionado al eco recibido por cada punto fijo en la superficie están alineados lado a lado. Los rasgos continuos reflejan las interfaces litoestratigráficas. Estos proporcionan una visualización de las estructuras de la subsuperficie en un plano vertical de la línea de adquisición. Examinando los datos provistos por estos reflectores ubicados más allá del pozo de referencia es posible realizar correlaciones para predecir las secciones geológicas que se van a atravesar.
De todos modos, en el pozo el geólogo puede utilizar el dipmeter, o el VSP para correlacionar el Log geológico con la sección sísmica. Cuando nos aproximamos a una zona sobrecompactada o a una zona de falla, el reconocimiento de estos “drillers markers” nos provee una más exacta estimación del espesor a perforar antes de penetrar una zona de riesgo.
Para estimar la presión de poros de la formación de datos sísmicos, se debe determinar la velocidad acústica promedio como una función de la profundidad:
El tiempo de tránsito en el intervalo observado TTI es un parámetro dependiente de la porosidad, que varía con la porosidad Φ

TTI = tma (1-Φ) + tfl Φ

Donde tma es el tiempo de tránsito en el intervalo dependiente de la matriz de la roca tfl es el tiempo en el intervalo dependiente de los fluidos contenidos en los poros de la formación
El tiempo de tránsito de alguno materiales lo podemos visualizar en la siguiente tabla:
Material Tiempo de tránsito Material Tiempo de tránsito
Dolomita 44 Caliza 48
Granito 50 Cuarzo 56
Arenisca 53-59 Sal 67
Agua 218 Agua(200000 ppm NaCl) 189
Aire 918 Metano 626(14.7 lbs/pulg2 – 60 ºF)

Lo expresado anteriormente está relacionado a la teoría de la reflexión, que gobierna esta disciplina. Si tomamos la siguiente (Figura 23), la línea SS representa la superficie de la tierra; asimismo el punto de explosión O está en la superficie.

Cuando se produce una detonación en el punto de tiro, se crea energía acústica en forma de ondas compresionales, que se mueven igualmente en todas las direcciones. La energía que viaja verticalmente choca con el plano superficial RR, es reflejada regresando a la superficie SS, a lo largo de la trayectoria vertical OPO. Asimismo la energía liberada por la explosión, se propaga a lo largo de innumerables trayectorias hasta el plano RR en el subsuelo (ejemplo OT es reflejada y regresa a la superficie a lo largo de la trayectoria TW. Este tiempo que requiere la onda para viajar entre dos trayectorias es registrado en superficie por los geófonos, ubicados en los puntos O y W, que están separados por la distancia X.
Con esta información, se puede calcular la profundidad promedio al horizonte de reflexión y la velocidad promedio en el medio existente entre la superficie y el horizonte de reflexión.
Llamemos:
to = tiempo de viaje a lo largo de la trayectoria O P O
tx = tiempo de viaje a lo largo de la trayectoria O T W
y = velocidad promedio aparente desde la superficie al horizonte
De la relación: Distancia = Velocidad promedio x Tiempo
O P O = V • to
O T W = V • tx
Si extendemos la línea OP verticalmente hacia abajo hasta el punto O´, imagen del punto O, podemos obtener por leyes de la óptica que:
OTW = O´W
OPO = O´O
Figura 23: Reflexión de ondas
Figura 23: Reflexión de ondas.
O´W2 = OTW2 = O´O2 + OW2
(V tx)2 = (Vto)2 + X2
V2 (tx2 – to2) = X2
V = X2 (tx2 – to2)
La profundidad al estrato de reflexión se puede encontrar por la relación
Z = V • (to / 2)
Efectuando, en otros horizontes medidas similares, se puede construir una curva de V contra varios valores de to.
ANÁLISIS DE LA VELOCIDAD

VELOCIDAD DE COHERENCIA MÁXIMA

La herramienta básica para predecir zonas de presión anormal desde la superficie es un análisis de la velocidad, a través de los datos obtenidos con el registro sísmico de reflexión.
La curva resultante del análisis de velocidad es una representación del comportamiento de la velocidad sónica a través de los estratos a ser perforados. Puesto que la velocidad aumenta con la densidad bruta de las formaciones, el registro muestra el gradiente de crecimiento de la velocidad debido a la compactación originada por la sobrecarga. Las anormalidades en la curva se pueden presentar por variaciones en el tipo de roca, como por ejemplo, areniscas o rocas muy compactadas, o cambios en la compactación indicando condiciones de presión no usuales o cambios en la edad geológica.
Las rocas dentro de zonas de presiones anormales serán menos compactadas que en las zonas de presión normal, debido a que los fluidos que están en los poros de la formación, soportan más sobrecarga como se dijo anteriormente. De modo que en esto casos, las velocidades serán menores, y éstas serán indicadas por movimientos de la curva hacia la izquierda.
La construcción de un análisis. de velocidad es relativamente simple si se dispone de datos de puntos de profundidad común (CDP) en forma digital. La mayoría de los análisis de velocidad corriente son derivados como sigue:
Todas las trazas sísmicas con un punto superficial común de reflexión, asumiendo un buzamiento de cero, son colocados juntos agrupándolos mediante un “apilamiento” sísmico. Puesto que las trazas son registradas a distancias diferentes (desplazamientos) de la fuente de energía (punto de disparo), el horizonte de reflexión común aparecerá como una hipérbola cuando las trazas son mostradas en el orden de sus distancias a la fuente de potencia:
La ecuación de la hipérbola se puede expresar de la forma siguiente:
Ti2 = To2 + (Xi2 / Vst2)
donde:
Ti = tiempo doble de reflexión para cada traza en el receptor considerado
To = tiempo doble de reflexión para una reflexión vertical
Xi = distancia horizontal desde la fuente hasta el receptor considerado
Vs = es la velocidad de coherencia máxima.
Substrayendo una traza de otra, la velocidad se deriva así:
Vst2 = (X22 – X12) / (T22 – T12)
Intervalos de Velocidad
Cuando la estructura no es demasiado compleja y las series son suficientemente espesas, es posible calcular y evaluar los tiempos de tránsito y calcular la propagación de cada intervalo en la formación.
Esta velocidad es función no solamente de la densidad, porosidad y el fluido contenido en las rocas, sino también de sus propiedades elásticas y condiciones de stress. El intervalo de velocidad solo es insuficiente para hacer una estimación de esos parámetros, pero si las observaciones recogidas de los pozos vecinos son tomadas en cuenta, las variaciones laterales y verticales podrán ser evaluadas.
Dos aspectos del análisis de velocidad son útiles en la determinación de anomalías de presión. Estableciendo curvas de velocidad / profundidad, traducidas en Δt de tiempo de tránsito (las zonas sobrecompactadas, por la virtud de su densidad más baja, más alta porosidad, y el stress vertical anormalmente bajo, tienen velocidades más bajas)
El intervalo de velocidad, el cual depende de la litología y, para una litología determinada, por el estado de compactación. Dada una condición normal de compactación, la velocidad gradualmente se incrementa con la profundidad.
La velocidad de un intervalo es función de su máximo enterramiento, pero para una cuenca tectónicamente inactiva, la velocidad puede ser relacionada directamente con la profundidad. La curva de compactación normal cuando la velocidad es expresada en una escala logarítmica es una línea recta, y es conocida como tren de compactación (Figura 24)
Figura 24: Tendencia de compactación
Figura 24: Tendencia de compactación
Tenemos varias leyes que definen esta relación:
V = A eBZ
ó
Log V = A + BZ (en escala semi-logarítmica)
Donde:
V = Intervalo de velocidad
A – B = Constantes
Z = Profundidad

3.3.3- Velocidad de Perforación

Si todos los parámetros son iguales y constantes, la velocidad de penetración (ROP) declina con el incremento de la profundidad, debido al decrecimiento de la porosidad causado por el peso de los sedimentos suprayacentes. Este método tiene un potencial significativo para detectar cualquier cambio en la porosidad
La observación de los cambios de velocidad de perforación es un medio directo para detectar arcilla o formaciones de arena con sobrepresión. Generalmente cuando el trépano penetra una formación con sobrepresión, la velocidad de penetración aumenta (puede acontecer que con un lodo basado en petróleo y trépano de diamante, la velocidad disminuya.

Una quiebra de la perforación puede indicar que el trépano está penetrando una sección de arena con sobrepresión, porque generalmente el trépano perfora más rápido cuando ocurre una reducción del sobre equilibrio de presión, esto es, cuando la presión en la formación iguala o excede la presión hidrostática de la columna de lodo. Figura 25. Una política adecuada es no perforar más de 2 a 4 pies dentro de la formación en donde se detectó esta anomalía. Y observar el comportamiento del pozo.

Figura 25: Cambio en tendencia de ROP
Figura 25: Cambio en tendencia de ROP

Se ha visto que la velocidad de penetración se ve influenciada por muchos factores que es demasiado aleatoria para ser utilizada como un método de detección. Los factores que tiene más influencia son:

  • Litología
  • Compactación
  • Presión diferencial
  • Peso en el trépano (WOB)
  • Rotación (RPM)
  • Torque
  • Hidráulica
Antes de describir cada uno de los factores, se detallará cómo el trépano interactúa con la roca.
La eficiencia de un diente del trépano depende de la habilidad de romper o quebrar la roca y remover los fragmentos del fondo del pozo. El proceso utiliza el impacto de cada diente sobre la superficie de la roca, formando pequeños cráteres. Este constituyen cuatro procesos.
A – Impacto : La presión ejercida por el diente del trépano sobre la formación se incrementa hasta el límite de la resistencia mecánica de la roca
B – Wedge Formation: Una vez que el límite de resistencia mecánica ha sido superado, la roca forma una cuña pulverizada por debajo de los dientes.
C – Fractura: La resistencia horizontal se incrementa hasta la fractura de la roca y forma un cráter.
D – Después de la Fractura: El cráter es ocupado por roca fracturada. La facilidad con la cual la roca fracturada es removida depende de la diferencia de presión al trépano y la cantidad de fricción interna que está presente para dejar fragmentos a lo largo de las fracturas.
Cuando los dientes de un trépano penetran en una formación dura, forma un cono triturado de roca inmediatamente debajo de los dientes, formándose grietas en la roca (Ver Figura26). En las formaciones plásticas el material será arrancado en lugar de aplastado. La formación de grietas por sí sola perforará la roca. Los recortes (cuttings) deben ser removidos. La fuerza más eficaz para la eliminación de los cortes es mediante la alta velocidad del chorro en el trépano.
La facilidad con que los recortes se eliminan (y por tanto la tasa de penetración) dependerá de la presión diferencial en la parte inferior (la diferencia entre la presión en el fondo del pozo y la presión de poro de la formación).
Si la presión en el fondo del pozo es mucho mayor que la presión de formación (sobre-balanceado overbalanced), los recortes quedarán contra la parte inferior por efecto de la presión diferencial o sea, un exceso de presión. A medida que el overbalance se reduce, estos efectos disminuyen, los recortes serán removidos con mayor facilidad y la velocidad de penetración aumentará.
Si aumenta la presión de la formación y es suficiente para que supere la presión en el fondo del pozo(bajo balance – underbalance), el revoque del lodo deja de formase y los recortes son forzados fuera de la formación, con el consiguiente aumento en la tasa penetración.
Así, con condiciones de perforación constante en una litología uniforme, se puede ver que la tasa de penetración puede ser controlada solamente por la presión diferencial.

La velocidad de penetración (ROP) se reduciría de manera uniforme con la profundidad tanto como la compactación aumente.

Figura 26: Perforación afectada por la presión diferencial

Figura 26: Perforación afectada por la presión diferencial

3.3.3.1- Litología

Este es el mayor factor que controla los cambios en la velocidad de penetración. La perforabilidad de la roca depende de la porosidad, permeabilidad, dureza, plasticidad y abrasividad, así como la cohesión de sus partículas constituyentes. Siendo todos los parámetros iguales, un cambio en la velocidad de penetración, refleja un cambio en la litología, si el análisis de los recortes a la profundidad dada es seguida de un control (cross-checked) con cambios en la velocidad de penetración, de esta manera se pueden identificar eventos en la litológica que tipifican la presión anormal. Cuando se examina la compactación, el análisis de la penetración se realiza en dos etapas. En la primera se identifican cuerpos arcillosos y en la segunda se examina cómo la velocidad de perforación cambia con la litología. Pequeños cambios en la composición litológica de las lutitas (shale) (mineralogía de arcillas, silt o contenido de carbonatos etc) puede significativamente alterar la velocidad de penetración. Es común que un incremento en el contenido de limo (silt) pueda reducir la perforabilidad de la lutita hasta un cierto punto, para luego mejorar nuevamente.

3.3.3.2- Compactación

La compactación del sedimento es reflejada por la porosidad, es decir la medida que la matriz está en contacto grano a grano. Dado que no cambia la litología y no existe una variación en otra variable, la velocidad de penetración disminuye, tanto como la compactación se incrementa. En otras palabras si la velocidad de penetración se incrementa en una serie arcillosa, esta refleja la compactación (undercompaction).

3.3.3.3- Presión diferencial

La presión diferencial (ΔP) es la diferencia entre la presión ejercida por la columna de lodo y la presión de formación.

3.3.3.4- Peso en el trépano (WOB)

Los cambios en el peso sobre el trépano tienen más efecto en la velocidad de penetración que cualquier otro parámetro. Generalmente hablando, la velocidad de penetración aumenta con el peso sobre la broca. Un peso sobre el trépano mínimo, llamado límite o umbral de peso (threshold weight), es necesario para que la perforación comience o se inicie. Esto corresponde a la mínima energía necesaria para que el trépano cause el corte le la roca. Este límite puede ser negativo en el caso de una formación la cual solo es ligeramente consolidada, siendo en este caso que la penetración es causada por el efecto jet del trépano (jetting effect). Por encima del límite de peso (threshold weight), la velocidad de penetración aumenta casi proporcionalmente con el peso sobre el trépano. Arriba de cierto valor, conocido como “founder point” la velocidad de perforación deja de aumentar y el trépano se atasca en la roca. A pesar que los conos incrementa el contacto, estos no son capaces de asegurar una mayor penetración Figura 27.
Figura 27: Efecto del peso en el trépano
Figura 27: Efecto del peso en el trépano

3.3.3.5- Rotación (RPM)

3.3.3.6- Hidráulica

La tasa de penetración, está en función de la diversas fuerzas hidráulicas en la broca. Las condiciones actuales no tienen en cuenta el efecto de cambiar los parámetros hidráulicos asumiendo que la hidráulica es 100 por ciento eficiente y optimizada.
Eficiencia de la bomba, pérdidas de presión en superficie y las diversas pérdidas por fricción de fondo de pozo pueden ser calculados, pero en realidad no hay un método muy preciso para medirlos con precisión.
Un ineficiente sistema hidráulico de perforación disminuirá la tasa de perforación. Una excesiva energía hidráulica puede causar “wash out”, falla de la bomba, un mayor desgaste en el trépano y problemas en el pozo. La condiciones óptimas son entre 60 y 70 por ciento de la potencia hidráulica total. Para obtener la máxima fuerza de impacto del jet, la pérdida de presión en la broca debe ser de aproximadamente 50 por ciento del total.

3.3.4- D´Exponente

Se han propuesto algunos modelos empíricos del proceso de perforación rotatorio, para compensar matemáticamente el efecto de cambios en las variables más importantes de la tasa de penetración. Uno de los modelos empíricos del proceso fue propuesto por Bingham en 1965

R = K (W/db)d . N

K= Constante de proporcionalidad que incluye el efecto de resistencia de la roca
d= Exponente del peso sobre la mecha
W= Peso sobre la mecha
db= Diámetro de la mecha
N= Revoluciones de la rotaria

Jorden y Shirley normalizaron la tasa de penetración, R; por el efecto de cambio en el peso sobre la mecha, W; por velocidad de la rotaria, N; y diámetro de la mecha db, a través de un exponente d, definido por:

formula dexponente

La ecuación d exp se puede utilizar para detectar zonas de transición entre presiones normales y anormales, si la densidad del fluido se mantiene constante. Esta técnica consiste en graficar los valores obtenidos del exponente d en un tipo dado de formación, de baja permeabilidad, como una función de la profundidad. Casi siempre el tipo de formación seleccionado son lutitas. Los datos de perforación obtenidos para otros tipos de formaciones, son omitidos en los cálculos. En las formaciones de presión normal, el exponente d, tiende a aumentar con la profundidad. Cuando se encuentran formaciones con presiones anormales, ocurre una desviación de la tendencia de presión normal, en la cual el exponente d aumenta a una tasa menor con la profundidad

Donde la litología es constante el d exponente nos provee de una buena indicación de:
  • El estado de la compactación (ej. Porosidad)
  • Diferencial de presión

Calculando el d exponente en lutitas (Shales), nos permitirá entender los estadios de compactación y revelar cualquier sobrecompactación (undercompaction).(Figura 28).

Figura 28: Diagrama esquemático del D´exponente en undercompacted zone
Figura 28: Diagrama esquemático del D´exponente en undercompacted zone

En 1971 Rehm y Mc Clendon, propusieron una modificación para el exponente d, para corregirlo por densidad del lodo, peso sobre el trépano, diámetro del trépano, y velocidad de la rotaria.D mod = D exp • ρNe

ρN = Densidad de lodo equivalente al gradiente de presión de poros normal
ρe = Densidad del lodo equivalente en el trépano cuando se circula
Ejemplo:
Profundidad: 9515 pies
Trépano: 9 7/8″
Tasa penetración: 23 pies/hora
Peso sobre el trépano: 25500 lb/ft
Velocidad Rotary: 113 rev/min
Densidad equivalente circ.: 9,5 lbs/galón
Calcular el exponente ”d” y el exponente “d” modificado
Solución
d exp = 1.64 unidades
El exponente d modificado será, si se supone que el gradiente de presión normal es 0.465 lbs/pulg2/pies, la densidad equivalente a este gradiente de presión normal es:
ρN= 0.465/0.052 =8.94 lbs/galón
d mod =1.64 x (8.94)/(9.50) =>>> = 1.54 unidades
El exponente d modificado (d mod) se usa a veces para una estimación cuantitativa del gradiente de presión de poros de la formación, así como también, para la detección cualitativa de presiones de formación normal.
Para graficar esto se utiliza un gráfico semilogarítmico, usando la escala logarítmica para los valores del exponente d mod y la escala lineal para la profundidad cuando se requiere estimar cuantitativamente por este método, la presión de poros de la formación.
La línea recta dibujada a través de los puntos de presión normal, que tiene su intersección (d mod)o, y de la pendiente m, se asume de tal forma que:
(d mod)n = (d mod)o emD
La pendiente de la línea de presión normal varía sólo ligeramente, sin cambio aparente respecto a correlación, la localización o edad geológica. La pendiente de la tendencia normal sería la pendiente de una línea que conecta los valores de d mod de 1.4 y 1.7 que están a 5000 pies de distancia. Esto corresponde a un valor de m de 0.000039 pies.
Se usa la siguiente relación empírica para la desviación observada en el gráfico de d mod y el gradiente de presión de la formación gp:
g p = g n • (d mod)n / d mod ( g n es el gradiente de presión normal para el área).
Ejemplo: Determinar la presión de formación a 13000 pies utilizando la correlación empírica.

96001.57109001.61101001.49111001.57113001.64139001.00115001.48140000.91116001.61142000.93118001.54144000.86121001.58146000.80122001.67148000.86123001.41149000.80127001.27150000.90129001.18152000.82130001.13153000.87132001.22154000.92134001.12157000.80136001.07162000.80137001.00168000.65138000.98

Profundidad (pies) Exponente Mod Profundidad (pies) Exponente Mod
8100 1.52 10400 1.58
9000 1.55 10700 1.60
Figura 29: Cálculo del D´exponente
Figura 29: Cálculo del D´exponente

Solución: Se grafican los datos del exponente d modificado Vs. Profundidad. Acá se dibujó una línea de tendencia normal con datos de la región de pendiente m = 0,000039. A una profundidad de 13000 pies, se leen en el gráfico de la Figura 29 los valores de d mod n y de d mod como 1,64 y 1,17

Con la ecuación gp = gn• (d mod)n / d mod (5)
g p = 0,465 • (1,64) / (1,17) = 0,652 lbs/pulg2/pie
P = 0,652 • (13000) = 8476 lbs/pulg2
La ecuación (5) utilizada en el ejemplo anterior para determinar cuantitativamente el valor de la magnitud de la presión anormal, se puede utilizar para construir transparencias de superposición para determinar las presiones rápidamente, sin necesidad de aplicar dicha fórmula.
Usando esta ecuación en la forma:
d mod = d mod n • (gn / gp) (6)
Con valores conocidos de d(mod) y gp a alguna profundidad, es posible sustituir los valores de gp y calcular el d mod (exponente modificado) equivalente.
Usando estos valores calculados es posible graficar líneas de gradiente de balance de la presión de la formación sobre el gráfico del exponente d mod Vs. Prof. paralelas a la línea de tendencia normal Figura 30
Figura 30: Representación gráfica D´exponente
Figura 30: Representación gráfica D´exponente

En síntesis podemos resumir que los factores no considerados por el exponente d modificado son:

  • La hidráulica de perforación se hace muy importante en los huecos de diámetro grande, donde la limpieza eficiente del fondo del pozo se hace casi imposible, y en las formaciones blandas donde la acción de los chorros del trépano hace una gran contribución a la tasa de penetración.
  • La resistencia de la matriz de la roca controla tanto la magnitud como la tasa de cambio del exponente d con la profundidad.
  • El desgaste de los dientes del trépano afecta el exponente d en dos formas. 1) El desgaste causará un aumento gradual del exponente d (es decir una disminución de la tasa de penetración) 2) Un cambio en el tipo de trépano puede producir un cambio en el exponente d
  • Si la presión diferencial es muy grande, la corrección simple de relación de densidades (ρN/ρob) al exponente d, no elimina completamente su efecto sobre la tasa de penetración.
Dispersión de los puntos, análisis
  • Variaciones Litológicas
Los valores del exponente d dependen de la resistencia de la matriz, y por lo tanto, cambiarán cuando las variaciones litológicas son relativamente pequeñas, como por ejemplo capas de limo con arcillas compactadas, donde es necesario ajustar la línea de tendencia normal para tomar en cuenta esos cambios. Cuando hay variaciones litológicas mayores (arenas intercaladas con lutitas) será necesario desarrollar una tendencia de compactación normal para cada litología.
  • Hidráulica de perforación
Cuando hay un cambio en la hidráulica o un cambio en la susceptibilidad de la formación al efecto del chorro de la mecha, habrá un cambio en el exponente ”d”
Tipo de Mechas

Los mecanismos de perforación con trépanos diferentes causan cambios en la respuesta de perforación, que es reflejada en la dispersión de los puntos de gráfico del exponente “d” y una desalineación de la tendencia. Figura 31

Figura 31: Efecto del tipo de trépano y desgaste
Figura 31: Efecto del tipo de trépano y desgaste
Las delineaciones de los puntos de la curva del exponente “d” debido al desgaste del trépano podrán ser no tomadas en cuenta (después de una cuidadosa evaluación).
La penetración de una zona de transición con una mecha desgastada hace difícil la evaluación. Los cambios en la tasa de penetración serán menos marcados, y el decrecimiento del exponente “d”, debido al decrecimiento de la presión diferencial puede ser eliminado parcialmente o aun totalmente, debido a un aumento ocasionado por el desgaste de la mecha.
Es esencial que el exponente d no sea considerado aisladamente. Cualquier decisión instantánea basada en el exponente d, sería condicional, hasta la confirmación de otros parámetros y que no haya habido cambios litológicos. Por consiguiente, no es apropiado hacer viajes con el trépano basándose solamente en el exponente “d. Se debe circular por lo menos un fondo arriba, siempre que se vea una desviación del exponente d y antes de cualquier viaje, se debe hacer uso de toda la información disponible para una buena interpretación (prognosis, datos de pozos vecinos, vida esperada del trépano, evolución del grado de desgaste del trépano cuando se saca, etc.) debiéndose comprender adecuadamente las limitaciones de los datos individuales y el valor de la combinación de éstos.
Exponente “d” Generalidades para su cálculo
  • Selección de intervalos
La selección depende de la litología, y solamente los intervalos de lutita son utilizados.
Estos son identificados por la penetración y posteriormente por el análisis litológico. Si los cálculos son llevados a cabo automáticamente, los intervalos son seleccionados más tarde. Algunos autores sugieren que es posible utilizar el “d” exponente para definir cambios en la compactación con la profundidad en arenas y carbonatos. Si el tamaño de grano es constante, es posible estimar el régimen de compactación para arenas no cementadas. Pero las variaciones en ambos casos en porosidad y el tamaño de grano afectan la penetración, y consecuentemente enmascara alteraciones en la compactación. Textura y cementación varían en intervalos muy estrechos en cuerpos de arena y carbonatos, por eso ellos no reflejan los efectos de la compactación adecuadamente, y son generalmente pobres indicadores para esto.
  • Cálculo y representación gráfica
Al tratar de establecer un tren preciso de compactación, la gráfica de los datos debe comenzar tan pronto como sea posible; esto es cuando los niveles de arcilla comiencen a tener dureza suficiente para minimizar el efecto del chorro de lodo (jetting efects).
Para que la gráfica sea representativa para visualizar los cambios en la compactación con la profundidad, es fundamental utilizar una escala adecuada, 1:5000 es recomendable para este procedimiento. Es más fácil interpretar el “d” exponente si la gráfica incluye información relacionada tal como columna litológica, detalle de casing, cambios de trépano, densidad de lodo; etc.
  • Cambios en la tendencia de compactación
Una vez que la tendencia principal ha sido establecida, no hay razones litológicas para que este se cambie, a menos que la naturaleza de la lutita de referencia cambie a lo largo del intervalo de profundidad. El efecto del desgaste del trépano sobre el “d” exponente, el cual es comúnmente visualizado al finalizar la vida del trépano como un excesivo valor de este exponente, no requiere un cambio (shift) Figura 32a . Hay que destacar que este efecto puede hacer dificultoso la identificación dentro de una zona con presión anormal (undercompacted zone). Figura 32b
Situaciones que requieren un cambio en la línea de tendencia de compactación:
  • Cambio del tipo de trépano
Si un trépano es utilizado y a su vez es no recomendado para otra formación, la tendencia (trend line) tiene que ser transitoriamente modificada en dirección a los valores más altos Figura 32c
  • Cambio de diámetro

Cambiando de diámetro y, con esto la alteración significativa en los cambios de los parámetros de perforación, puede ser necesario cambiar la tendencia (trend line). Figura 32a.

Figura 32: Cambios en la tendencia
Figura 32: Cambios en la tendencia
  • Cambio en la hidráulica

El “d” exponente es calculado sobre la suposición que el trépano está teniendo una eficiente limpieza. Si se producen cambios en la hidráulica sobre el trépano estos afectarán el resultado del cálculo. Figura 32b

  • Discordancia
Las formaciones de diferente edades y compactaciones, pueden requerir un cambio en la tendencia y hasta un cambio en la inclinación. Figura 32c.

3.3.5- Torque

La medida de torque superficial integra el torque sobre el trépano y el torque entre las paredes del pozo. Tan pronto como la profundidad se incrementa, lo hace la cantidad de puntos de contacto entre las paredes del pozo y la sarta de perforación (drill string), de esta manera se incrementa el torque.

Una anomalía que incremente el torque puede deberse a diversas causas. Una de ellas puede ser un cambio en la presión diferencial asociada cuando el trépano entra en una zona de presión anormal.

Si la presión diferencial es negativa (peso lodo demasiado baja) el comportamiento mecánico de las lutitas puede causar que el torque aumente en cualquiera de las dos maneras.

– Por hinchamiento “swelling” de las arcillas, que causa una disminución del diámetro del pozo.

– Por una acumulación de recortes alrededor del trépano y estabilizadores.

3.3.6- Overpull y Arrastre

Los contactos o “pellizcos” contra las paredes del pozo pueden causar un arrastre o “overpull” (peso sobre el gancho es más grande que el peso de la sarta “free string weight”) esto cuando se está sacando la herramienta “pull out of hole”, o bien un peso adicional cuando es aplicado al bajar la sarta de perforación.

Aunque tales fenómenos pueden deberse a presiones anormales, pueden tener otras causas como “dog leg” desviación del pozo, hinchazón “swelling” de arcillas, etc.

3.3.7- Niveles de Piletas

Monitoreando el nivel de las piletas, diferencia de caudales “flow” y la presión de las bombas “SPP” proporciona un medio adecuado para reconocer arremetidas “kicks”, que surgen de una presión diferencial negativa. Esto puede ser causado por un aumento en la presión de formación o el descenso en la densidad equivalente del lodo (EMW).

3.3.8- Gas en lodo

La presión diferencial es la diferencia entre la ECD y el gradiente de equilibrio de la formación. En la mayoría de las situaciones de perforación, es conveniente mantener la densidad del lodo ligeramente superior al gradiente de densidad de equilibrio de formación. La resultante de presión diferencial se puede calcular mediante:

(W x D x 0.0519)– (FBG x D x 0.0519) = ΔP

donde:

W = densidad lodo (lb/gal)

D = profundidad (ft)

FBG = gradiente de equilibrio de la formación (lb/gal)

DP = presión diferencial (psi)

Sustituyendo ECD por W da la diferencia de presión durante la perforación. ΔP debe ser positivo durante todas las operaciones de perforación, por lo tanto un cálculo exacto de la presión de poros es de vital importancia.

La presión diferencial es uno de los principales factores que afecta la cantidad de gas que entra en el lodo, por lo que está relacionado con la cantidad de gas que se medirá en la superficie.

Por la interpretación de la magnitud de gas /formación / densidad de lodo se pueden obtener una estimación muy buena del gradiente de equilibrio de la formación. Por ejemplo

Un pozo de 12,25 pulgadas está siendo perforado a 2.000 metros con una densidad del lodo, de 9 lb /gal, y el gradiente de equilibrio de formación es de 8.6 lb / gal.

DP = (9 x 2000 x 0,0519) – (8.6 x 2000 x 0,0519) = (9-8.6) x 2000 x 0,0519 = 42 psi

Con los mismos parámetros pero a 15.000 pies:

DP = (9-8.6) x 15.000 x 0,0519 = 311 psi

A pesar que las diferencias de presión en un pozo poco profundo son relativamente pequeñas, son sin embargo muy importante.

El volumen de gas liberado de una formación perforada dependerá de la porosidad, permeabilidad, saturación de gas, y la presión diferencial. Así, si la diferencia de presión es alta, menos gas se liberará de una de arena que de una arcilla si todas las variables (excepto la permeabilidad) son las mismas.

Por el contrario, si la diferencia de presión es baja o negativa, más gas se liberará a partir de una arena que de una arcilla con la misma porosidad, saturación de gas y presión de poros, debido a que la permeabilidad es mayor.

La presión diferencial negativa (durante la perforación) complica la interpretación porque influjos de gas se producen continuamente. Esto se evidencia por el aumento del gas de fondo sobre todo, cuando sólo circulan.

Una presión diferencial negativa durante una maniobra (tripping) puede resultar en un pistoneo, kick o mucho gas en el lodo en la recirculación. Una diferencial de presión pequeña o cercana a cero puede causar que gases de conexión se produzcan a partir de formaciones permeables.

Gases de conexión producidos a partir de arcillas son indicativos de presión diferencial o una alta presión diferencial negativa.

3.3.8.1- Análisis de gas en lodo

La entrada de fluidos de la formación dentro del pozo es una indicio que la presión de la formación ha aumentado hasta un punto tal, que excede la presión hidrostática. Esto puede ser detectado en zonas características de alta concentración de gas, que son circulados hasta la superficie y que corresponden a períodos en que fue detenida la circulación del fluido de perforación y ocurrió un movimiento vertical de la tubería hacia arriba. La presión causada por el fluido de perforación es mínima durante tales períodos y el fluido de perforación estático permite que cualquier entrada sea concentrada en un volumen relativamente pequeño de fluido de perforación. Los ejemplos comunes de esto son:

  • Picos de gas de conexión: que ocurren a intervalos de tiempos correspondientes al tiempo requerido para perforar un tiro de perforación y hacer conexión

  • Picos de gas de viaje: que ocurren después de hacer una maniobra para colocar un trépano.

El gas de conexión y el de viaje puede ser suprimido mediante el aumento de la densidad del fluido de perforación.

El gas puede ser utilizado como un indicador cualitativo y semicuantitativo de sobrepresión. El gas deriva tanto de cortes de perforación como de la formación “in-situ que entra en el lodo de perforación, y se distribuye a la superficie donde se analiza. La muestra de gas se pueden clasificar según su origen de la siguiente manera Figura 33

Figura 33: Procedencia del gas

Figura 33: Procedencia del gas

  • Cutting Gas: gas liberado que sale de la formación.
  • Gas Producido: gases precedentes de las paredes del pozo. Esto puede ser debido caving o swelling y también puede derivarse de la difusión si la presión diferencial es negativa.
  • Gas reciclado: si el lodo no está completamente desgasificado en la superficie, puede volver al fondo del pozo y detectarse nuevamente en superficie.
  • Gas de contaminación: a partir de productos derivados del petróleo en el lodo o de la descomposición térmica de los aditivos. También de la materia orgánica en las lutitas o los efectos térmicos producidos por la broca también puede dar lugar a hidrocarburos gaseosos.

La cantidad de gas detectada en cualquier punto en el pozo está relacionado con:

  • Distribución de hidrocarburos.

  • La porosidad y la permeabilidad de la formación.

  • Presión diferencial.

  • Volumen de la roca perforada (el tamaño del agujero, ROP).

  • Tasa de Circulación.

Características del lodo (tipo, viscosidad, temperatura, solubilidad de hidrocarburos).

El gas que entra al lodo del fluido de los poros de la roca destruida por la mecha, no es afectado relativamente por aumentos de la densidad del fluido de perforación. Los picos de metano pueden ocurrir cuando se perforan acuíferos, así como también, formaciones que contienen petróleo y gas disuelto en agua.

El aumento simultáneo de los hidrocarburos más pesados en el rango de C2 a C5 es más indicativo de que se ha penetrado un depósito de hidrocarburos. El monitoreo e interpretación de los datos de gas son fundamentales para detectar zonas presurizadas.

El background gas es aquel que se libera durante la perforación del pozo a través de un intervalo de formaciones litológicas uniformes y a una velocidad constante de penetración. El background gas siempre se manifiesta durante la perforación y no es un signo de riesgo. Sin embargo, siempre hay que comprobar los cambios en el valor del background gas, ya que es capaz de ayudar a reconocer las situaciones de la perforación bajo balance, sobre todo de perforación en una zona de alta presión.

Un incremento en los niveles del background gas más de lo esperado, para lutitas normalmente compactadas suele ocurrir cuando se perfora zonas compactadas. Las razones pueden ser las siguientes.

  • Más alto contenido de gas

  • Incremento de la R.O.P

  • Caída en la presión diferencial

Cuando se perfora con un diferencial de presión cerca de cero (ΔP=0), analizando cambios en el nivel del background gas en lutitas puede a menudo evidenciarse cuando se ha penetrado en una zona presurizada. Figura 34.

Figura 34: Perforación en zona presurizada

Figura 34: Perforación en zona presurizada

Si una variación del background gas es observado en una serie arcillosa mientras la densidad y los parámetros de perforación se mantienen inalterables, esto a menudo indicaría que la presión de formación ha cambiado.

Cualquier cambio de la densidad deberá ser gradual. Si el background gas disminuye mientras esto está realizándose, esto prueba que la causa fue la diferencial de presión.

De esta manera si ΔP es negativa puede causar inestabilidad en el pozo y conducir a un anormal incremento en el volumen de cuttings. Los derrumbes contribuyen a incrementar el background gas, donde un incremento de la densidad no siempre es suficiente para absorber a los mismos.

Gas shows:

Si se perfora una formación conteniendo gas, puede ocurrir una manifestación del mismo. Estos volúmenes de gas están gobernados por la presión diferencial.

La siguiente figura muestra tres diferentes situaciones que pueden manifestarse mientras se perfora a través de un mismo reservorio. Figura 35.

Figura 35: Manifestaciones de gas

Figura 35: Manifestaciones de gas

A- Densidad es demasiado alta.

B- Gas shows excede el nivel del background gas. En esta oportunidad el background gas es idéntico antes y después del reservorio.

C- Si presión diferencial es negativa, el gas se manifiesta ampliamente. Si se continúa perforando se sigue manifestando ampliamente y aumenta el valor del background gas.

Gas de conexión y maniobra:

La presencia de gas de conexión (CG) y de maniobra (TG), puede ser típico del desbalance del pozo. La densidad equivalente aplicada a la formación cuando las bombas están paradas (estática), es más baja que la densidad equivalente de circulación (dinámica).

La cantidad de gas observado en la superficie, cuando la circulación es iniciada nuevamente, depende mayormente de los siguientes criterios:

  • Presión diferencial

  • Permeabilidad de la formación

  • Naturaleza del gas contenido en la formación perforada

  • Movimiento de las barras (swabbings y surging)

Observando la frecuencia y progresión de los gases de conexión puede ser útil para evaluar la presión diferencial. Figura 35

Este es un ejemplo de la conexión de gas que ocurre más frecuentemente cuando una zona compactadas (undercompacted) de lutitas uniformes es perforada sin un incremento en la densidad. Figura 36

Figura 36: Manifestaciones gas conexión

Figura 36: Manifestaciones gas conexión

Para monitorear correctamente el background gas los siguientes criterios deberán ser observados:

Litología: Tanto como sea posible, preferentemente observar con atención los gases de conexión provenientes se secuencias arcillosas. La permeabilidad es menos importante, y el gas se manifiesta por difusión o derrumbe

Movimiento de sondeo: Cuando la sarta de perforación es levantada, el lodo tiende a elevarse conjuntamente por su propia viscosidad, produciendo una disminución efectiva de la presión que ejerce el lodo sobre la pared del pozo. Es recomendable mantener la velocidad de sacado para minimizar estos efectos.

Como con el background gas, si el peso del lodo es muy grande puede eliminar el gas de conexión, ocultando así un parámetro primordial para la detección. Los Indicadores de gas son más fáciles de interpretar si el pozo está más cerca del balance, pero debe ser tenido en cuenta el gas de conexión y maniobra ya que es un riesgo importante perforar cuando el gas de conexión se incrementa. En situaciones de este tipo el peso del lodo debe ser ajustado. Si el peso de lodo se mantiene estable, las siguientes situaciones se pueden presentar: Figura 37.

Background estable – Esporádicos gases conexión: esta situación no es característica de la variación de presión de formación. El gas de conexión puede deberse a cavings, pistoneo o cambios litológicos. Figura 37 a

Background estable – Gases conexión incrementándose: Típico cuando se entra en una zona de transición. El background estable es sugestivo de una zona de presión diferencial positiva, pero la incidencia del incremento del gas de conexión refleja una disminución de la presión diferencial Figura 37 b

Background estable incrementándose – Gases conexión incrementándose: Ocurre perforando con una diferencial de presión negativa y aproximándose al desequilibrio. Figura 37 c

Figura 37: Variaciones del background y gas conexión

Figura 37: Variaciones del background y gas conexión

La mejor información sobre el equilibrio se obtendrá a partir de las observaciones de tendencias generales en la conexión de gas, con independencia de fluctuaciones en un corto período. De hecho el gas de conexión es, más un método para el seguimiento de la evolución de la presión, que un medio de definir con precisión la parte superior de la zona de presiones excesivas.

La presión anormal se confirma si, mediante el ajuste de la densidad del lodo, el valor de la conexión del gas se reduce.

Cómo reportar el gas para evaluarlo

La idea general es reportar un Registro de eventos. Su objetivo es:

– Registro de todos los eventos que se producen durante la fase.

– Registro también del contexto de estos eventos de gases (ECD, EDS, … ..).

– Facilitar la comprensión de estos acontecimientos.

– Proponer una explicación de estos hechos.

– Finalmente, proponer (y registrar) la evaluación de la presión de poros sobre la base de estos eventos.

tabla de reporte

En caso de un pico de gas existe una regla para interpretar el gas de conexión

Ejemplo: Mud BG=0.4%, Drilling BG = 1% , Gas peak =2%

1- Menor – Pequeño Gas conexión (débil, apenas perceptible, ligeramente por encima del Backgroubd , pero muy por debajo de perforación de gas de fondo):

Digamos:

2- Gas conexión = 0.5 ó 0.6%

Diría Presión Poral PP= ~ 0.05-0.03 sg por debajo ESD

3- Gas conexión = 0.8 – 1%

Diría Presión Poral PP = 0.02 – 0.01 sg por debajo ESD

4- Gas conexión = 1.5- 2.5% (PCG level = Max drilled Gas level, for 7-10 minutos

de apagado de la bomba)

Reportaría Presión Poral Arena (SST PP) = ESD

5- Gas conexión = 3% o más (i.e. PCG por arriba del máximo gas perforación)

digamos que estamos es desbalance (underbalance), Cúanto? No es posible determinarlo Entonces se reporta o informa PP= 0.01 – 0.02 sg por arriba de ESD (ESD = Equivalent static density)

3.3.8.2- Análisis del fluido de perforación

Además de los análisis realizados en los recortes de la formación y las muestras del gas, las otras propiedades del lodo que pueden ser mensurables para detectar formaciones presurizadas anormalmente son:

  • Salinidad y resistividad

  • Temperatura

  • Densidad

Densidad: Con los modernos métodos de medición, densidad de entrada y salida pueden ser monitoreadas continuamente y con precisión

Si la densidad de salida decrece (con una densidad de entrada constante), puede ser debido a varios factores

  • La expansión del gas liberado por la perforación de la formación que alcanza a la superficie

  • Un kick espontáneo o como el resultado de swabbing

  • Difusión de gas (si ΔP es negativo)

  • Burbuja de aire (después de un viaje o conexión)

Muchas veces un abrupto descenso en la densidad del lodo observado en la superficie no necesariamente refleja una disminución a través del anular. Gas liberado a una profundidad determinada, se disuelve en el lodo y sólo se expande libremente cerca de la superficie

Un pequeño kick de gas en profundidad causa una expansión en volumen de lodo en la superficie el cual no es conmensurable con el volumen inicial del kick, por ejemplo 1 litro de gas liberado a una profundidad de 4.000 mts. con una densidad de 1.50 provoca 600 litros en superficie. (De alli la importancia de llevar un control adecuado del pozo (Trip Sheet)

Esta súbita expansión cerca de la superficie está reflejado por un rápido descenso en la densidad, un incremento del caudal de retorno, incremento en los niveles de piletas y, por supuesto en los valores de gas indicado por los detectores.

El volumen de gas liberado en profundidad puede ser calculado usando la siguiente fórmula:

Vg = (d / 24)2(π x R)/600 • Φ • Sg 7.48

Vg = Volumen de gas liberado dentro del lodo por minuto (gal/min)

D = Diámetro del pozo

R = R.O.P ft/hr

Φ = Porosidad de la formación

Sg = Saturación del gas en formación

Si se usa: d = 8 ½” , R = 85, Φ = 0.25, Sg = 0.70

Presión del yacimiento = 7000 lbs/pulg2

GV = [(8.5)2 /2] • [(π . 85) / 60 ] • 0.25 • 0.7 •7.48

V= 0.731 gal/min a 7000 lbs/pulg2

Aproximadamente el volumen en superficie a presión atmosférica de 14.7 lbs/pulg2

usando la ley ideal de gases puede ser calculado por :

Vgs = (P / 14.7) x Vg

Vgs =Volumen en superficie

P = presión hidrostática del lodo

14.7= presión atmosférica lbs/pulg2

Si la presión del yacimiento es 7000 lbs/pulg2

Vgs = 0.731 gal/min x (7000/14.7) = 348 gal/min a la presión atmosférica

Cuando el gas alcanza la superficie, el volumen de gas que fluye con el lodo es

alrededor de 350 gal/min. Este gas mezclado con 280 gal de lodo cada min., resulta

en una densidad de lodo de:

formula W

W1 = [280 / (280 + 350)] x 9.20 = 4.1 lb gal

W1 = Densidad de lodo cortado por gas

El aumento de la densidad del lodo no reducirá este corte de gas, aunque la presiónhidrostática del lodo de 9.2 lbs/gal a 15000 ft es de 7162 lbs/pulg2, o sea, 162 lbs/pulg2 mayor que la presión de poros.

El decrecimiento de la presión de fondo, causada por el drástico corte de gas es despreciable en pozos profundos, pero puede ser un problema importante en pozos superficiales. Por esta razón, las muestras grandes de gas y los cortes de lodos a profundidades someras deberán ser tratados con extremo cuidado. La reducción de presión causado por un corte de gas (en la superficie) está dada por la siguiente relación.

formula P

P = 113 lbs/pulg2

Por lo que el gradiente de lodo a 15000 pies será de:

W = (7162 – 113) • 15000 • 0.52 = 9.1 lbs/gal

P = Reducción de la presión en el fondo causada por un corte de lodo en lbs/pulg2

W1 = Densidad de lodo cortado por gas lbs/gal

W2 = Densidad de lodo no cortado lbs/gal

D = Profundidad de la zona de gas (pies)

Sin embargo, para un lodo cortado por gas en un pozo somero, el problema se transforma en muy Importante.

Φ = 12 1/4″ R.O.P = 500 pies / hora Profundidad = 1000 pies

Porosidad = 30 % Saturación gas = 70 % Pres poros = 567 lbs/pulg2 (9 lbs/gal)

Densidad = 9 lbs/gal Flow = 450 gal/min

El gas que entra al sistema de lodo es:

(12.25 /24)2 • [(π . 500) / 60 ] • 0.3 • 0.7 • 7.48 = 10.7 gal/min a 467 lbs/pulg

El volumen de gas por minuto a presión atmosférica es:

10.7 • (467 / 14.7) = 340 gal/min a presión atmosférica

La densidad resultante será:

450 / (450 + 340) • 9.2 = 5.2 lbs/gal

De modo que la reducción de presión a 1000 pies será:

P = 14.7 • (9.2 – 5.2) / 5.2 • Ln [ (3.53 x 9.2 x 1000)/1000] P = 39 lbs/pulg2

Debe notarse que aunque la reducción de presión parece pequeña, solo 39 lbs/pulg2, el gradiente de lodo resultante a 1000 pies es:

Gradiente de lodo = (9.2 • 1000 • 0.52) – 39 = 438 lbs/pulg2 = 8.4 lbs/gal

El gradiente del lodo se reduce de 9.2 lbs/gal a 8.4 lbs/gal por una reducción de 39 lbs/pulg2 a 1000 Pies. En este caso con un gradiente de presión de poros de 9 lbs/gal a 1000 pies se originaría una venida del pozo.

Como conclusión, el lodo cortado por gas a profundidades someras puede ser extremadamente peligroso, ya que puede resultar en una arremetida severa y pérdida de control del pozo.

La caída en la densidad como función del caudal es calculada por:

dr = do x (Q / Q + Vgs)

dr = Densidad de gas-cut mud

do =Peso de lodo nominal

Q =Caudal

3.3.9- Temperatura del lodo

La temperatura del lodo de perforación puede ser utilizada para medir zonas con sobrepresión y bajo ciertas condiciones la aproximación a las mismas. Esto es porque los gradientes de temperatura observados en zonas sobrepresionadas son, en general, anormalmente altas comparadas con las secuencias suprayacentes normalmente presurizadas.

formula G

G = gradiente geotermal (°C/100 ft)

TF1.= temperatura (°C a profundidad D1, ft)

TF2 = temperatura (°C a profundidad D2, ft)

Para una zona determinada, el gradiente geotérmico es por lo general constante. Mientras que el promedio a través de formaciones normalmente presurizadas es constante, las formaciones de presión anormalmente presurizadas exhiben altos gradientes geotérmicos. Esto se debe al flujo de calor a través de diversas sustancias.

Hay un flujo constante de calor desde el núcleo de la tierra a la superficie, y el flujo total de calor a través de cualquier incremento de profundidad será constante. Sin embargo, la diferencia de temperatura depende de la conductividad térmica del material.

La tasa de cambio de temperatura a través de una formación con una baja conductividad térmica (debido principalmente a la alta porosidad) será alta, por el contrario, un bajo gradiente geotérmico es indicativo de formaciones de alta conductividad térmica (es decir, menor porosidad).

El agua y la migración de hidrocarburos a profundidades menores también pueden afectar al gradiente geotérmico. Los fluidos porales, como los aislantes, retienen el calor, así que durante migración de estos líquidos calientes, modificarán las temperaturas de las formaciones a través de las cuales pasan y en última instancia, quedan atrapados. Hay que tener en cuenta que este mecanismo de cambios en el gradiente geotérmico, es debido a la reubicación de calor por los líquidos, en lugar de atribuir las fluctuaciones del gradiente a la porosidad.

Antes de llegar a una zona de geopresurizada, se encuentra una zona de transición de temperatura en la que, debido a la distorsión de las líneas isotermas, hay una reducción del gradiente geotérmico. Figura 38

Figura 38: Cambio teórico del gradiente geotérmico

Figura 38: Cambio teórico del gradiente geotérmico

Se ha encontrado en la práctica que este efecto se refleja en el gradiente de temperatura en la línea de flujo, incluso hasta el punto de una caída en la temperatura en la línea de flujo (es decir, un gradiente negativo), seguido de un aumento muy grande en la temperatura así como en la línea de flujo cuando una zona geopresurizada es perforada. Figura 39

Figura 39: Respuesta temperatura en línea de flujo (zona geopresurizado)

Figura 39: Respuesta temperatura en línea de flujo (zona geopresurizada)

Dado que las predicciones la presión se basan en un gradiente de temperatura en lugar de la magnitud de la temperatura, cada segmento de profundidad entre discontinuidades puede ser analizada por separado para ver las tendencias de gradientes. En ciertas circunstancias la interpretación puede realizarse tramo a tramo. Esta tendencia de la curva tramo a tramo, suavizada, no es más que un método gráfico de eliminación de dispersión. Sin embargo, debido a geopresiones, el cambio en la línea de flujo en la temperatura puede que el suavizado en la curva hace desaparecer la anomalía. Por lo tanto, se sugiere que ambas curvas se separen a fin de facilitar la interpretación (Figura 40).

La reducción del gradiente de temperatura causado por la distorsión de la líneas isotérmicas se puede observar antes que la zona geopresurizada sea encontrada, es decir, se puede dar un preaviso de geopresión. Por lo tanto una caída en el gradiente de temperatura en línea de flujo seguido por un fuerte aumento en la zona de transición de geopresión que se perfora, proporciona una advertencia que, incluso se debe prestar atención a otros parámetros de perforación con el fin de lograr la posible confirmación de geopresiones. Sin embargo, al igual que otros métodos de evaluación de la presión, la temperatura refleja una variable en un tipo de roca donde sus propiedades físicas son asumidas constantes, por lo tanto, los cambios en litología se deben vigilar estrechamente a fin de evitar evaluaciones erróneas.

Figura 40: Gráficos Temperatura Flow line

Figura 40: Gráficos Temperatura Flow line

3.3.10- Análisis de los recortes

Los recortes “cavings” son fragmentos de rocas producidos por inestabilidad del pozo y transportados a la superficie en el lodo de perforación. Los cavings típicos son de centímetros de largo, pero pueden estar en un rango de 1 mm hasta 10 cm.

El estudio de los caving nos brinda información muy útil, relacionado a:

  • Qué está sucediendo.
  • El modo en que las paredes del pozo se comportan.
  • Necesidad de mejorar la limpieza del pozo.

Los cavings Figura 41 pueden ser clasificados, por su morfología en:

Angular: Caracterizadas por presencia de cizalla y superficies curvas, superficies ásperas interceptando unas con otras en ángulos agudos, producidas por corte de cizallamiento. Cuando las superficies de corte son frescas, son de rupturas de las paredes del pozo, inducida por corte de cizalla.

Splintery: Caracterizada por una morfología larga y delgada con una estructura típica “plum estructure” Figura 42; siendo esta una característica clave de la división por tracción en las rocas. Producidas típicamente por tracción cerca del pozo, con desprendimiento en dirección radial debido a perforación muy rápida cuando se atraviesa una zona de baja permeabilidad (shale), o porque el peso del lodo es menor que la presión poral en la formación adyacente.

Tabular: Caracterizadas por una o más superficies planas y lisas, Típicamente producidas por fallas a lo largo de planos de estratificación débiles.

Figura 41: Morfología de los recortes

Figura 41: Morfología de los recortes

Figura 42: Típica estructura de recorte (splintery)

Figura 42: Típica estructura de recorte (splintery)

La litología se determina coleccionando fragmentos de roca a intervalos regulares de la zaranda vibradora. Los fragmentos son estudiados bajo una lupa, para determinar el tipo de minerales presentes. Una porción de los fragmentos son remojados en soluciones de detergentes o kerosene de tal forma que ocurra una fragmentación adicional, permitiendo separar cualquier microfósil presente. Esta descripción permite a veces determinar el tipo de formación atravesada; de esta manera se pueden conocer, a través de otros pozos perforados en el área, que las presiones de formaciones anormales generalmente se encuentran justamente debajo de ciertas formaciones marcadoras o claves, que pueden ser identificadas por la presencia de un elemento en particular.

Las variaciones de tamaño, forma y volumen de los fragmentos de lutita en el fluido de perforación, pueden también proporcionar indicaciones de presiones de formación anormal.

En la evaluación de zonas de alta presión estos fragmentos juegan un papel más importante, donde los fragmentos grandes indican que las paredes del pozo están inestables, estos fragmentos son producidos por dos mecanismos:

  • Perforación bajo balanceada

  • Alivio de esfuerzos

A medida que aumenta la presión de la formación en la zona de transición, mientras se perfora con una densidad de fluido de perforación constante, el sobrebalance de presión sobre el fondo del pozo decrece continuamente. Con un sobrebalance reducido los cortes de lutita, algunas veces se vuelven más largos, delgados, más angulares y numerosos.

Si la presión de poros es mayor que la presión hidrostática en el pozo, la diferencial de presión hidrostática hace que los fluidos contenidos en los poros se muevan hacia el pozo. En formaciones impermeables, el gradiente de presión resultante adyacente a las paredes del pozo puede llegar a ser tan grande que vence la resistencia a la tensión de la roca. Cuando esto ocurre, la roca falla en tensión y se forman los fragmentos Figura 43.

Figura 43: Cavings

Figura 43: Cavings

Si la presión de formación se vuelve mayor que la presión hidrostática del fluido de perforación, mientras se perforan lutitas de baja permeabilidad comienza a desprenderse grandes fragmentos de lutitas de las paredes del pozo, observándose a veces fragmentos mayores a una pulgada de largo. Las lutitas así desprendidas son más largas, delgadas y más astillosas que las lutitas fangosas, que resultan de la incompatibilidad química entre paredes del pozo y el fluido de perforación. Las lutitas astillosas tienen un modelo de fractura concoidal, que es detectada cuando se observa en una lupa.

3.3.11- Shale Density (Densidad de lutitas)

La medida de la densidad de lutitas es uno de los métodos más antiguos para determinar zonas anormalmente presurizadas. Esto está basado en el principio que la densidad de lutitas en una zona sobrecompactada se incrementa menos rápidamente y cae en comparación con la densidad de lutitas y arcillas normalmente compactadas.

La efectividad de este método depende de los cuttings seleccionados

  • Composición de la arcilla: La presencia de minerales accesorios (pirita) y cambios en la concentración de silt o carbonatos tienen una gran influencia en la medición de la densidad.

  • Tipo de lodo: El uso de lodos reactivos, que es lo frecuente cuando se utiliza lodo-base-agua, tiene un efecto adverso en la medición. Los recortes absorben agua mientras viajan hacia la superficie, particularmente cuando hay presencia de esmectita y su porosidad es alta. Los lodos no reactivo oil-base-mud no tienen esta desventaja.

Medidas físicas y químicas sobre los cortes.

Normalmente se realizan medidas físicas y químicas a los cortes que pueden indicar cambios en el gradiente presión de la formación. Las propiedades físicas mensurables que son dependientes de la porosidad incluyen:

1-Densidad bruta

2-Contenido de humedad

Densidad bruta de lutitas: Este parámetro ha probado ser un método muy efectivo en la determinación del grado de subcompactación y la consecuente presión de poros anormales en las lutitas. Bajo condiciones normales la densidad de las lutitas crece con la profundidad. Cualquier desviación de esa tendencia, puede indicar que existe una zona sobrepresionada. Generalmente la densidad es medida por 1) Balanza de lodo 2) Columna de líquido de densidad variable.

El procedimiento usado es similar para todos los métodos. Se toma aproximadamente 500 gr. de muestra, luego se colocan los cortes sobre una serie de tamices y se lavan a través de ellos. Sólo se continúa con el proceso con aquellos cortes que pasan el tamiz 4 y son retenidos en el tamiz 20, estos a su vez son secados con papel absorbente y sometidos a una corriente de aire caliente, hasta que la superficie del recorte se reduce a una apariencia opaca.

Balanza de lodo: Los recortes son colocados en una balanza seca y limpia, hasta que la densidad indicada por la balanza sea igual a la densidad del agua fresca. Así, la masa de los cortes de lutita en la balanza es igual a la masa de un volumen de agua igual al volumen total del envase de “muestreo” de la balanza de lodo (Vt).

Msh =ρsh Vsh = ρw Vt

Donde ρw es la densidad del agua

Resolviendo esta ecuación para el volumen de arcilla, Vsh da:

Vsh = (ρw/ρsh) x Vt

Cuando se han añadido suficientes cortes de la muestra de arcilla para poder obtener un balance con la tapa del envase colocada y cuando el contrapeso indica la densidad del agua, se añade agua para llenar el envase. La densidad promedio de la mezcla cortes/agua ρm

ρm = ρsh x (Vsh/ Vt) + ρw x (Vt – Vsh) / Vt

la substitución del volumen de arcilla, Vsh definido por la ecuación

Vsh = (ρw / ρsh) x Vt

En la ecuación anterior y resolviendo para la densidad de la arcilla ρsh se obtiene:

ρsh = ρw2 / 2 ρw – ρm

Se añaden cortes de lutita al envase de lodo, seca y limpia, hasta que se consigue un balance con la tapa en su lugar y el indicador de densidad lee 1.00 g/cm3. Se añade agua fresca al envase y se agita la mezcla hasta que salen todas las burbujas de aire. Se determina la densidad de la mezcla y se obtiene 1.55 g/cm3 Calcular la densidad promedio de los cortes de lutita.

ρsh = (1.0)2 / 2.0 – 1.55 = 2.22 g/cm3.

Líquidos de diferente densidad: Es un conjunto de líquidos de diferente densidad en un rango de densidades de 2.20 g-cm3 a 2.70 g-cm3. El método está basado en el principio de Arquímedes cada recorte es sumergido sucesivamente dentro del líquido hasta que el recorte no se hunda más. La velocidad con la cual el recorte se hunde (dentro del líquido más denso en el cual se hunde), es observada para obtener una exactitud más grande que 0.05 g-cm3

“Microsol”:El principio de este método involucra la comparación del peso de los recortes en aire y en agua. La densidad de lutitas (Shale density) es obtenida por la siguiente fórmula:

ρb = L1 / (L1 – L2)

L1 : Peso en aire

L2 : Peso en agua

Un cuerpo total o parcialmente sumergido en un fluido en reposo, recibe un empuje de abajo hacia arriba igual al peso del volumen del fluido que desaloja.

3.3.12- Wireline logs

La interpretación de los datos provenientes de wireline influenciados por cambios en laporosidad de lutitas puede confirmar o definir la existencia de presiones anormales.

3.3.12.1- Resistividad

La resistividad de la lutita (shale) es uno de los métodos más antiguos para detectar presiones anormales. Como la roca tiene baja conductividad, el registro de la resistividad depende de su porosidad, la naturaleza del fluido contenido en los poros y el contenido de sal disuelta.

Bajo una compactación normal, el incremento de la resistividad en la lutita, corresponde a una reducción en la porosidad bajo el efecto del peso del los sedimentos suprayacentes.

La entrada en una zona compactada (undercompacted zone) está marcada por una caida en la resistividad debido esencialmente al relativo incremento en la porosidad Figura 44.

Sin embargo otros factores que no sean la porosidad afectan la medida de la resistividad de la formación y pueden enmascarar los cambio debido a la compactación.

Las zonas geopresurizadas causado por la compactación de lutitas (shale) tendrán un exceso de fluidos.

La interpretación de los datos provenientes de wireline influenciados por cambios en la porosidad de lutitas puede confirmar o definir la existencia de presiones anormales atrapados en los poros en comparación con las secciones normalmente presionadas a similares profundidades.

Un gráfico donde se represente la lutita en función de la profundidad muestra una relación lineal de resistividad en papel semi-log que aumenta con la profundidad, y el comportamiento, se puede extrapolar a una mayor profundidad. Las desviaciones de esta tendencia van a indicar un cambio en la litología o un cambio en la presión de poro. Los cambios en la litología se distinguen utilizando la información de un perfil Gamma Ray.

Figura 44: Gráfico de resistividad de lutitas

Figura 44: Gráfico de resistividad de lutitas

Los valores más bajos de resistividad pueden ser un reflejo de un cambio en la salinidad del líquido intersticial, al pasar de una solución menos salina a una solución más salina (Común cuando se perfora cerca de domos de sal). Mientras que indica un cambio en la presión hidrostática normal de poros, no es necesariamente un signo zona geopresurizada.

La resistividad ha demostrado ser particularmente útil en la identificación de zonas poco profundas de gas durante la perforación de pozos en alta mar. El gas superficial es un problema crucial porque el gas está contenido en formaciones sueltas, que tienen gradientes de fractura muy baja. Debido a la compresibilidad del gas, la zona puede estar a presiones más altas de lo normal que el gradiente normal del fluido.

Buenos datos de pozos cercanos, particular atención a la interpretación sísmica y la perforación de un pozo piloto de pequeño diámetro, pueden minimizar los riesgos. El uso de los datos MWD puede ser de un valor incalculable, las arenas se identificarán con el Gamma Ray y el gas será indicado por valores de alta resistividad.

3.3.12.2- Sónico

La herramienta sónica mide el tiempo de tránsito de la onda de sonido por un pie vertical en la vecindad del pozo, es decir es velocidad sónica en la formación. Un dispositivo sonoro / acústico mide el intervalo de tiempo de tránsito (Dt) de la formación.

Como la medida de la distancia entre los transmisores y receptores es fija, la única variable es el tiempo, por lo tanto, el intervalo del tiempo de tránsito se mide en msec/ft.

El tiempo de viaje acústico, explícitamente depende de la densidad y elasticidad del material. Diferentes minerales poseen diferentes densidades y elasticidades.

Se llevan a cabo mediciones de laboratorio para determinar sus propiedades físicas. Una vez que estas se conocen, se ve que el intervalo tiempo de tránsito de una roca en particular será una medida de su porosidad. La porosidad puede calcularse a partir de:

formula sonico

Ø = porosidad (fraccional).

Dt = tiempo tránsito en una formación particular.

Dtf = tiempo tránsito en fluido poral (o filtrado, el sónico mide solamente aproximadamente 1pulgada dentro de la pared del pozo.).

Dtm = tiempo tránsito de la matriz.

La representación gráfica del tiempo de tránsito en niveles de lutita, en una escala logarítmica frente a la profundidad muestra una anomalía de compactación muy clara Figura 45.

Si la litología es constante, la tendencia normal de compactación será una línea recta. Las variaciones litológicas en las arcillas (cambios en el silt o el contenido de carbonatos) tiene por efecto reducir el tiempo de tránsito, de esta manera, causa un desplazamiento lateral “shift” en la tendencia de compactación.

Figura 45: Gráfico Sónico en Shale (lutita)

Figura 45: Gráfico Sónico en Shale (lutita)

3.3.12.3- Densidad

El registro de densidad da medidas de densidad de la formación por bombardeo de la formación con rayos gamma provenientes de una fuente de cesio 137 detectando la cantidad de energía y de rayos gamma irradiado que regresa de la formación. Si se supone que el coeficiente másico de absorción es constante para todas las rocas, entonces la cantidad y la energía relativa de los rayos gamma que regresan, es una medida de la densidad del material

La mayor cantidad de energía se pierde cuando los neutrones chocan con un núcleo de hidrógeno, ya que tienen una masa similar. Por lo tanto, la desaceleración de los neutrones depende en gran medida de la cantidad de hidrógeno en la formación. En formaciones limpias saturadas con agua o aceite, el registro de neutrones refleja la cantidad de líquido que ocupa la porosidad de la roca.

Puesto que existe una concentración de átomos de hidrógeno en el gas, el registro indicará una porosidad muy baja. En arcillas, el registro de neutrones lee tanto el agua ligada y agua de los poros, por lo tanto, el registro de neutrones mostrará porosidades altas en arcilla.

Un gráfico de densidad con la profundidad en una grilla lineal debe mostrar una tendencia gradualmente creciente con la profundidad. Al entrar en una zona de transición o geopresurizada en las lutitas, la curva de densidad puede disminuir. Si la litología es constante, esto es una indicación definitiva de un aumento de la porosidad. La profundidad de investigación de la herramienta de densidad es cerca de ocho pulgadas en la formación, por lo tanto, la arcilla hidratada afectará las lecturas causando valores de baja densidad.



CAPÍTULO 4

4- Presiones de cierre de pozos

4.1- El Pozo como tubo U

Las presiones que aparecen en los manómetros del sondeo y del anular, y por ello la relación entre la presión hidrostática y la presión de la formación, puede ser más fácil de entender si se piensa en el pozo como un tubo U grande. El sondeo forma una pierna del tubo U, y el espacio anular entre el sondeo y el pozo forma la otra. Cuando las presiones de la columna de lodo en ambos lados de la U son iguales entre ellas e iguales o mayores que la presión de la formación los fluidos de la formación no pueden ingresar al pozo. Ambos lados de la U permanecen llenos de lodo, y no aparece presión en los manómetros del sondeo o del anular cuando se para la bomba y se cierra el pozo (Figura 46).

Figura 46: Pozo considerado como tubo en U

Figura 46: Pozo considerado como tubo en U

Ahora asuma que la surgencia ocurre y que se cierra el pozo. El sondeo está lleno de lodo limpio todavía, pero el espacio anular tiene en su interior lodo y fluidos de la surgencia. Con las bombas detenidas y el pozo cerrado, la presión aparece en los manómetros del sondeo y del anular, porque la presión de la formación es mayor que la presión hidrostática, y, porque los fluidos de la surgencia han ingresado al espacio anular. Como un ejemplo, asuma que el pozo es de 15000 pies de profundidad y que está en uso un lodo de 15 ppg. Si se adopta un gas de surgencia de 400 pies de largo con una densidad de 2.3 ppg, la SIDPP es de 780 psi y la SICP es de 1044 psi, porque la presión hidrostática es de 11700 psi, la presión de la formación es de 12480 psi, y la presión hidrostática de la surgencia es de 48 psi (Figura 47). El lado del espacio anular de la U muestra una presión en la superficie mayor que la del lado del sondeo a causa de los fluidos de la surgencia en el espacio anular.

Figura 47: Presiones en una surgencia

Figura 47: Presiones en una surgencia

Imaginarse el pozo como un tubo U es también útil cuando el lodo se está circulando durante las operaciones normales. La presión requerida para circular el lodo a través del tubo U (sondeo – espacio anular – presión de bomba) puede leerse directamente en el manómetro del stand pipe, o del sondeo. La presión del espacio anular puede leerse en el manómetro del anular (casing). Cuando se circula, la presión del sondeo indica la presión desarrollada por la bomba de lodo. La presión del anular indica cero porque toda la presión de circulación se pierde mientras el lodo se bombea hacia abajo por la columna de perforación, fuera del trépano, y hacia arriba por el anular. Figura 48.

Figura 48: Presiones cuando se circula

Figura 48: Presiones cuando se circula

Por supuesto, si la velocidad de circulación se incrementa al aumentar el régimen de la bomba, aparecerá mayor presión en el manómetro del standpipe, o sondeo. También, si se incrementó la densidad del lodo, se requerirá mayor presión para mantener la misma velocidad de circulación; en efecto, la bomba deberá trabajar más fuerte para mantener la misma velocidad de circulación con lodo más pesado. La presión más alta, o nueva, requerida puede determinarse por la ecuación siguiente.

NCP = OCP x NMW / OMW

donde:

NCP = presión de circulación nueva, psi

OCP = presión de circulación vieja, psi

NMW = densidad de lodo nueva, ppg

OMW = densidad de lodo vieja, ppg.

Como un ejemplo, asuma que la presión de circulación vieja es de 2800 psi con lodo de densidad 10 ppg. Con el lodo de densidad incrementada hasta 11 ppg, la nueva presión de circulación es:

NCP = 2800 x 11 / 10 = 2800 x 1.1 >>>> NCP = 3080 psi.

Si se circula el pozo y se mantiene contra-presión en el anular por el estrangulador, la nueva presión de circulación resultará de sumar la anterior presión de circulación a la presión de cierre del sondeo. En el ejemplo, si se está manteniendo en el pozo contra-presión de 200 psi, entonces la presión total será 200 más 3080, lo que es igual a 3280 psi. Esta presión puede leerse en el manómetro de la stand pipe.

4.1.1- Utilizando la SIDPP para Calcular la Presión de la Formación

Cuando la presión de la columna de lodo se hace menor que la presión de la formación, los fluidos de la formación pueden entrar al pozo, y usualmente ocurre una ganancia en el volumen de pileta igual al volumen de fluido que ingresó.

Cuando el pozo se cierra, la presión en el sondeo es igual a la diferencia entre la presión de la formación y la presión hidrostática ya que la presión hidrostática puede calcularse de la altura y de la densidad conocida de la columna de lodo dentro del sondeo, el sondeo representa un manómetro por el cual la presión de formación puede determinarse utilizando la siguiente ecuación.

FP = IP + SIDPP

donde:

FP = presión de la formación, psi

IP = presión hidrostática, psi

SIDPP = presión de cierre del sondeo, psi.

Ejemplo

Si la presión hidrostática es 5300 psi la presión de cierre del sondeo (SIDPP) es 350 psi, cuál es la presión de la formación ?

FP = 5300 + 350 >>> FP = 5650 psi.

4.1.2- Utilizando la SIDPP para Calcular el Incremento de Densidad de Lodo

Ya que la SIDPP es una indicación de la presión de la formación, puede utilizarse para calcular cuánto debe incrementarse la densidad de lodo para ahogar la surgencia del trépano a la superficie. Recuerde que el sondeo debe estar lleno de lodo limpio de las piletas para que la SIDPP se utilice para determinar el incremento de densidad de lodo en forma exacta. Como se mencionó antes, la SICP no puede utilizarse para calcular el incremento de densidad de lodo, porque los fluidos de la surgencia contaminan el lodo de perforación en el anular. Como resultado, la SICP es mayor que la SIDPP, porque los fluidos contaminantes de la surgencia reducen la presión hidrostática en el anular.
Como se sostuvo con anterioridad, mientras más densos son los fluidos, más cerca estará la SICP de la SIDPP. Por ello, si la surgencia es agua salada en su mayoría, la SICP será menor que si la surgencia es en su mayoría gas, asumiendo que ambas sean del mismo volumen.

Ya que la SIDPP es esencial para el control de la surgencia, la mayoría de los operadores recomiendan que se haga un control para asegurar que el sondeo está lleno de lodo antes de que se utilice la SIDPP para calcular la densidad de lodo necesaria para ahogar el pozo. En el caso de una surgencia grande, el lodo puede por vasos comunicantes caer del sondeo hacia el anular, porque los fluidos en el anular han sido alivianados por la surgencia. Una SIDPP exageradamente alta es una indicación de que se ha producido el efecto descripto. La cantidad de lodo en el sondeo puede controlarse al mantener la SICP constante mientras se bombean 300 a 400 emboladas. Si el sondeo está lleno de lodo, la SIDPP permanecerá igual que antes de bombear. Si está parcialmente vacío, la presión será menor después de que se haya llenado con el lodo. Si la SIDPP baja después de bombear, se debe dar un segundo bombeo para estar seguro de que la presión es correcta. Cuando la tubería está llena, los valores para la SIDPP coincidirán.

Una vez que se obtiene la SIDPP, la siguiente ecuación puede utilizarse para calcular la cantidad de aumento de densidad de lodo necesaria para equilibrar la presión de la formación.

MM = SIDPP / TVD / 0.052

donde:

MM= incremento de densidad de lodo, ppg

SIDPP= presión de cierre del sondeo, psi

TVD= profundidad real verdadera, pies.

Una vez que se encuentra el incremento de densidad de lodo, debe agregarse a la densidad de lodo original para calcular la densidad nueva, o de ahogue, requerido para ahogar el pozo; así:

KWM = OMW + MWI

donde:

KWM = densidad de lodo de ahogue, ppg

OMW = densidad de lodo original, ppg

MWI = incremento de la densidad de lodo, ppg.

Como cálculo de ejemplo, suponga que un pozo surge se cierra. La TVD del pozo es de

7890 pies, la densidad de lodo antes que ocurriera la surgencia en el pozo es 9 ppg, y se lee una SIDPP de 400 psi. Cuánto debe incrementarse la densidad de lodo para ahogar el pozo, y cuál es la densidad de lodo de ahogue?

MWI = 400 / 7890 / 0.052 >>>>>> 0.0507 / 0.052 >>>>>>>>> 0.97 MWI = 1 ppg

Entonces, para encontrar la densidad de lodo de ahogue:

KWM = 9 + 1 =>>>> KWM = 10 ppg.

La solución muestra que la densidad de lodo de 9 ppg debe incrementarse en 1 ppg hasta 10 ppg para ahogar el pozo.

4.1.3- Aumentando la SIDPP y la SICP

A veces, después que se cierra un pozo, la SIDPP y la SICP aumentan lentamente, en vez de estabilizarse en un valor estable. El aumento en la presión puede ocurrir ya sea a causa de que se está percolando gas a través del lodo, o a causa de que la formación surgente tiene baja permeabilidad. Si el aumento lento de presión se debe a que se está percolando gas en el pozo, la presión del sondeo no representa la presión de la formación; sino, que representa una presión elevada a causa del gas a presión constante que sube en el pozo. Como resultado, el incremento requerido de densidad de lodo determinado de la SIDPP no será exacto.

Si el aumento lento de presión se debe a una formación de baja permeabilidad, la surgencia está entrando al pozo muy lentamente, y se hará evidente después de varias circulaciones que la SIDPP que se lee es demasiado baja y, que se debe incrementar más la densidad de lodo. Es difícil establecer la diferencia entre el gas que se percola y una formación de baja permeabilidad hasta que el aporte se ha circulado fuera del pozo. En ese momento, si la SIDPP no se estabiliza, el problema son fluidos de la formación que entran al pozo a causa de una formación de baja permeabilidad.

Ya que la diferencia entre la baja permeabilidad y el gas que se percola no es evidente, una regla de oro es asumir que cualquier aumento de presión después de la primera hora de cierre se debe al gas que se percola. Se permite que la presión se eleve la primera hora a menos que empiece a aproximarse al valor máximo admisible, luego se mantiene bajo control al purgarla a través del estrangulador. No debe permitirse que la presión del fondo del pozo caiga, porque podrían ingresar más fluidos de la surgencia; ni tampoco debe permitirse que aumente, porque puede ocurrir la fractura de la formación.

4.1.4- SIDPP y SICP Bajas o Nulas

A veces existen indicaciones de una surgencia, pero cuando se cierra el pozo, aparece poca o ninguna presión en el manómetro del sondeo. Si no aparece SIDPP, es posible que:

  • Los manómetros del sondeo del anular estén cortados.

  • una válvula flotadora está instalada en el sondeo.

  • el pozo no tenga presión.

  • la presión es demasiado baja para aparecer en los manómetros.

    Si aparece poca o nada de la SIDPP, primero abra el estrangulador para ver si el pozo fluye. Si fluye, una válvula flotadora en el sondeo puede ser el porqué no aparece presión en el manómetro; o el manómetro podría estar roto o cortado. Si no está en uso ninguna válvula flotadora y si los manómetros están trabajando adecuadamente, abra la válvula de by-pass del vástago, si el equipo está equipado con una, y controle si hay presión. Si todavía se mantiene la duda, algunos operadores recomiendan utilizar el método del perforador para circular el pozo y ver si se requiere densidad de lodo adicional para balancear la presión de la formación.

4.2- Máxima presión de superficie y volumen con surgencias de gas

Cuando se cierra un pozo en una surgencia de gas y el gas se circula hacia la superficie, su volumen se expandirá mientras se aproxima a la superficie a causa de la disminución en la presión hidrostática. El gas alcanzará su máximo volumen en la superficie, donde la presión sobre el gas es la más baja.
La presión de superficie del anular, que puede leerse en el manómetro respectivo, aumentará a medida que el gas se acerque a la superficie y alcanzará su valor máximo cuando el gas se ventee a la atmósfera. El valor máximo puede ser crítico si excede la presión de fractura de la formación en el zapato del anular (casing). La fractura de la formación en el zapato puede conducir a un descontrol subterráneo o a una craterización.
La magnitud de presión de superficie del anular que se desarrolla en pozo cerrado depende de varias condiciones:

1. Mientras más grande es el desequilibrio entre las presiones hidrostáticas y de la formación, más alta es la presión de superficie.

2. Mientras más grande sea el volumen de la surgencia, más alta es la presión de superficie.

3. Mientras más baja es la densidad del aporte, más alta es la presión de superficie.

4. Las presiones aumentan a medida que el espacio anular es más chico.

5. Las presiones aumentan a medida que se incrementa la profundidad del pozo.

6. Las presiones aumentan a medida que la densidad de lodo se incrementa.

7. Circular lodo de la densidad requerida para ahogar el pozo al mismo tiempo que se circula la surgencia hacia afuera produce presiones de superficie menores que circular la surgencia hacia afuera sin aumentar la densidad de lodo, asumiendo que la circulación empieza con la surgencia en o cerca del fondo.

8. La percolación de gas mientras el pozo está cerrado puede elevar las presiones de superficie cerca de las presiones de la formación.

4.3- Migración y Expansión del Gas

Cuando se cierra un pozo en una surgencia que contiene gas, el gas se percolará, o migrará, hacia arriba del pozo, aun si se le permite al pozo permanecer estático. La migración del gas puede causar confusión durante una operación de control de surgencia, porque puede no ser observado, no siempre ocurre visualmente, y, si ocurre, pasa al final de operación. El gas o las burbujas de gas flotan, o migran, hacia arriba del pozo porque son más livianas que el lodo. Ellas no se elevan a la misma velocidad que las burbujas de aire en el agua, porque el lodo es más viscoso que el agua.

Cuando las burbujas de gas se elevan, se expanden, o, si no se les permite expandir, causan un incremento en la presión de superficie y en la presión del pozo. Por lo tanto, si un pozo se cierra por un tiempo largo, las presiones de superficie pueden elevarse gradualmente hasta que causan pérdida de circulación si no se alivian. Si a la burbuja de gas se le permite expandir sin control, sin embargo, descarga el pozo. Con el pozo descargado, el tamaño de la surgencia aumenta, lo que a su vez causa más descarga. Este ciclo de aporte descarga ha causado la pérdida de muchos pozos.

Leyes del Gas y Expansión del Gas

Sí el gas se circula desde el fondo del pozo, debe pemitírsele expandir a medida que se mueve hacia arriba del anular para evitar excesivas presiones en el pozo. La ley de Boyle sostiene que si la temperatura de un gas se mantiene constante, un incremento en la presión causa una disminución en el volumen del gas. La ley de Charles sostiene que si la presión se mantiene constante, un incremento en la temperatura causa un incremento en el volumen del gas. Y si el volumen del gas es constante, un incremento en la temperatura del gas resulta en un incremento en la presión del gas. Cuando las leyes de Boyle y Charles se combinan se obtiene la ecuación del gas ideal.

P1 • V1 / T1 = P2 • V2 / T2

donde:

P1 = presión de la formación, psi

P2= presión hidrostática a cualquier profundidad en el pozo, psi

V1= ganancia de pileta original, bbl

V2= volumen del gas a la misma profundidad a la que se toma P2, bbl

T1 = temperatura del fluido de la formación, grados Rankine• (ºR = ºF + 460)

T2 = temperatura del fluido de la formación en la misma profundidad en que SC toma P2 Y’V2, ‘R.

• Rankine (símbolo R) a la escala de temperatura que se define midiendo en grados Fahrenheit sobre el cero absoluto.

En un pozo de petróleo, los gases son una mezcla compleja de gases de hidrocarburo. Los gases de hidrocarburos están fuera de la ley del gas ideal en una cantidad igual al factor de compresibilidad, Z, de los gases. La siguiente ecuación puede utilizarse para los gases de hidrocarburo:

P1V1 / T1Z1 = P2V2 / T2Z2

donde

Z1 = factor de compresibilidad bajo presión en la formación, (adimensional).

Z2 = factor de compresibilidad en las mismas condiciones de P2, V2 y T2, (adimensional).

Esta ecuación muestra que si el gas no se expande mientras se circula o mientras migra hacia la superficie, la presión del fondo del pozo se incrementó y puede exceder el gradiente de fractura de la formación, causando la rotura de la formación. Esta ecuación puede utilizarse también para calcular cuánto se expande el gas mientras llega a la superficie. Por ejemplo, suponga que a 12000 pies el pozo toma una surgencia de 10-bbl con una densidad de lodo de 13 ppg. La temperatura del fondo del pozo es 220 °F, la presión del fondo del pozo es 8112 psi, y el factor de compresibilidad del fondo del pozo es 1.40.

Finalmente, la presión de superficie es 14.7 psi, la temperatura de la superficie es 120 ‘F, y el factor de compresibilidad de superficie es 1.0, Por lo tanto:

P1 = 8112 psi P2 = 14.7 psi V1 = 10 bbl V2 = incógnita

T1 = 220 °F + 460 = 680 ‘R Z1= 1.40

T2 = 120 °F + 460 = 580 ‘R Z2 = 1.0

La solución es:

(8112 x 1.0) / (680 x 1.40) = (14.7 x V2) / (580 x 1.0)

81120 / 952 =(14.7 x V2) 580 ==> V2 = 85.2 / 0.02535 ==>

V2 = 3361 bbl en la superficie

La solución muestra que en este caso una surgencia de 10-bbl en el fondo puede expandirse a 3361 bbl en el momento que alcanza la superficie si se lo deja sin control.

Ecuación Abreviada de la Expansión del Gas

El factor de compresibilidad de los gases de hidrocarburo se determina generalmente en forma experimental, y la temperatura de la formación no está siempre disponible. Por lo tanto, la siguiente ecuación abreviada para la expansión del gas es utilizada para los cálculos por algunos operadores de control de surgencia. En general, sostiene que si el volumen de gas se duplica, la presión se reduce a la mitad.

P1 V1 = P2 V2

donde:

P1 = presión de la formación, psi

P2 = presión hidrostática a cualquier profundidad en el pozo, psi

V1 = ganancia de pileta original, bbl

V2 = volumen de gas a la misma profundidad en que se toma P2, bbl.

Como un problema de ejemplo utilizando la ecuación abreviada, asuma

P1 = 5200 psi P2 = 14.7 psi V2 = 10 bbl V2 = incógnita.

La solución es:

5200 x 10 = 14.7 x V2 ==> V2 = 5200 x 10 / 14.7 ==> V2 = 3537 bbl.

La solución muestra que una surgencia que desplazó 10 bbl de lodo desde el fondo, desplaza 3537 bbl en el momento que llega a la superficie.

Mientras se circula el gas hacia arriba por el anular, la presión hidrostática encima de la columna de gas disminuye, y el gas se expande rápidamente mientras se acerca a la superficie. Si a la columna de gas no se le permite expandir mientras se circula o mientras migra hacia la superficie, la presión del fondo del pozo aumenta a medida que la columna de gas se mueve hacia arriba.

Ecuación de Migración del Gas

La velocidad a la que el gas migra hacia arriba del pozo puede calcularse. Una forma de calcular la velocidad es observar el aumento en la SICP para un periodo de 1-hora después que se cierra el pozo. (Si la SICP está aumentando rápidamente, el periodo de observación debe reducirse, dependiendo de cuan rápido ocurra el aumento.) Después del período de observación, el incremento en la SICP se registra y se utiliza en la ecuación de migración del gas:

Rgm = ∆SICP / MG

donde:

Rgm =velocidad de migración del gas, pie/hr

∆SICP = cambio en la SICP después de 1 hora, psi

MG = gradiente de lodo, psi/pie.

Como ejemplo, asuma que la SICP original es 500 psi, que la SICP después de 1 hora es 1100 psi, y que el gradiente de lodo es 0.572 psi/pie. ¿ Cuál es la velocidad de migración del gas?

Rgm =(1100 – 500) / 0.572 =>> Rgm =1049 pies/hora =>> Rgm =17.5 pies/min.

Migración del Gas Cuando el Gas Está en Solución

Los problemas de control de surgencia pueden resultar en descontroles a causa de la solubilidad de algunos gases en ciertos tipos específicos de lodo. Por ejemplo, el gas metano se disuelve en lodos a base de aceite y el H2S se disuelve en lodos a base de agua. Este hecho puede a veces hacer más difícil detectar una surgencia. Un gran aporte que ingrese al pozo puede cambiar el volumen de pileta muy poco si el gas se disuelve en el lodo. El aporte se circula entonces hacia arriba del pozo en la columna de lodo hasta que la presión hidrostática en la parte superior disminuya hasta un cierto punto; entonces el gas se evapora y sale de la solución.

Detectar la surgencia observando el flujo de retorno o las piletas de lodo puede ser muy difícil hasta que la surgencia está bastante cerca de la superficie y esta se expande rápidamente. Además, el gas que entra al pozo no emigra hacia arriba del pozo, y las piletas de lodo pueden no mostrar una ganancia notoria en volumen. Si se sospecha de una surgencia, el flujo de retorno puede requerir un monitoreo de cerca por un largo periodo para determinar si un aporte ha invadido el pozo. Los procedimientos de control de surgencia para manejar surgencias de gas soluble son esencialmente los mismos que para cualquier otra surgencia, aunque la ganancia pequeña de la pileta puede ocurrir cuando el gas está cerca de la superficie. Por el bien de la seguridad, un sistema desviador con BOP rotativa debe considerarse para evitar que el gas alcance el piso del equipo; las cuadrillas deben ser también alertadas por la necesidad de cuidado extra cuando el potencial para una surgencia de gas soluble está presente.

CÁLCULOS DE PRÁCTICA PARA EL INCREMENTO DE LA DENSIDAD DE LODO

Determinar el incremento de la densidad de lodo necesario para ahogar una surgencia es una parte básica de los cálculos de control de surgencia. Los siguientes problemas pueden resolverse utilizando la ecuación siguiente:

MWI = SIDPP / TVD / 0.052

donde:

MWI = incremento de la densidad de lodo, ppg

SIDPP = presión de cierre del sondeo, psi

TVD = profundidad vertical verdadera, pies.

Luego, debe utilizarse la siguiente ecuación

KWM = OMW + MWI

donde:

KWM = densidad de lodo de ahogue, ppg

OMW = densidad de lodo original, ppg

MWI = incremento de la densidad de lodo, ppg.

1. TVD = 11250 pies — SIDPP = 300 psi — Densidad de lodo = 14.7 ppg

MWI = ……………..ppg Densidad de lodo requerida = ……………..ppg

2. TVD = 14250 pies — SIDPP = 720 psi — Densidad de lodo = 16.2 ppg

MWI = ……………….ppg — Densidad de lodo requerida = ……………..ppg

3. TVD = 5500 pies — SIDPP = 150 psi — Densidad de lodo = 10.3 ppg

MWI =………………… ppg Densidad de lodo requerida =………… ppg

4. TVD = 8820 pies — SIDPP = 780 psi — Densidad de lodo = 12.6 ppg

MWI = ……………….ppg — Densidad de lodo requerida = ……………….ppg

5. Profundidad Medida = 11640 pies — TVD = 9820 pies — SIDPP = 250 psi

Densidad de lodo requerida = 11.7 ppg — MWI = …………ppg

4.4- Control de surgencia

A causa de que la bomba se utiliza para circular los fluidos de surgencia fuera del pozo y para circular lodo de densidad de ahogado dentro del pozo, es una de las herramientas básicas del control de surgencia. También, a causa de que la relación, o velocidad, a la que se opera la bomba afecta las presiones, la velocidad de la bomba es uno de los valores básicos en el control de surgencia. Usualmente se mide en emboladas por minuto (spm). La velocidad de la bomba juega un rol vital en el control exitoso de un pozo, porque aun los pequeños cambios en la velocidad de la bomba pueden causar grandes cambios en la presión en el fondo del pozo, donde la presión constante es especialmente crítica. Ya que el logro fundamental de la mayoría de los métodos de control de surgencia es mantener una presión de fondo de pozo constante igual o levemente más alta a la presión de la formación, es necesario un control minucioso de la velocidad de la bomba.

VELOCIDAD DE AHOGADO

Para circular un pozo que ha surgido, la mayoría de los operadores requieren que la velocidad de la bomba sea reducida a una velocidad por debajo de la utilizada para la perforación normal. Llamada la velocidad de ahogado, esta velocidad reducida de la bomba proporciona varias ventajas a cualquier método de control de surgencia: (1) reduce las pérdidas de fricción por circulación por lo que las presiones de circulación son menos probables de causar presión excesiva en las formaciones expuestas; (2) le da a la cuadrilla más tiempo para agregar baritina u otros materiales densificantes al lodo; (3) reduce los esfuerzos en la bomba; (4) permite un tiempo mayor para que la cuadrilla reaccione a los problemas; y, (5) permite que los estranguladores ajustables trabajen dentro de rangos adecuados de orificio. A menudo, solamente una velocidad de ahogado se requerirá durante una operación de ahogado de pozo; sin embargo, la mayoría de los operadores recomiendan que se seleccionen varias velocidades de ahogado. Por ejemplo, una recomendación es seleccionar velocidades de ahogado de 1/2, 1/3, y 1/4, de la velocidad de perforación normal de la bomba. Algunas veces una velocidad aun menor puede recomendarse para reducir más la presión y permitir más tiempo para densificar.

PRESIÓN DE LA VELOCIDAD DE AHOGADO

Cuando la velocidad de la bomba se reduce a la velocidad de ahogado, la presión de circulación, o de la bomba, también se reduce. Esta presión reducida de la bomba es la presión de la velocidad de ahogado. Se obtiene circulando por dentro de la tubería de perforación y, los portamechas de perforación fuera de las boquillas del trépano, y hacia arriba por el espacio anular. Operando la bomba a una velocidad reducida y quebrando la resistencia a la circulación se producirá la presión de la velocidad de ahogado. Mientras que la presión de la velocidad de ahogado puede leerse fácilmente en el medidor del stand pipe o en el manómetro de la tubería de perforación, la relación entre la velocidad de la bomba y la presión de la bomba puede también mostrarse por la siguiente ecuación:

P2 = P1 • SPM22 / SPM12

donde:

P1 presión original de la bomba a SPM1, psi

P2 presión reducida o aumentada de la bomba a SPM2, psi

SPM1 = velocidad original de la bomba, spm

SPM2 = velocidad reducida o incrementada, spm.

Como un ejemplo de trabajo con la ecuación, calcule P2 si:

P1 = 1200 psi

SPM1 = 60 spm

SPM2 = 30 spm.

La solución es:

P2 = 1200 x 302 / 602 = 1200 x 900 / 3600 = 1200 x 0.25 ==> P2 = 300 psi.

La solución muestra que cuando la velocidad de la bomba se reduce a la mitad, desde 60spm a 30spm, en este caso, la presión de circulación cae por un factor de cuatro, desde 1200psi hasta 300psi.

Otro ejemplo muestra también la relación de la velocidad de la bomba a la presión de la bomba. Asuma que:

P1= 3000 psi

SPM1 = 90 spm

SPM2 = 30 spm.

La solución es:

P2 3000 x (302 / 902) = 3000 x (900 / 8100) =>> P2 =333 psi.

En este caso, la velocidad se corta en dos tercios en vez de la mitad; por lo tanto, la presión de la bomba se reduce más de cuatro veces, en este caso, desde 3000psi a 333psi, una caída en un factor de nueve.

Aunque las presiones de circulación de la velocidad de ahogado puedan calcularse, la mayoría de los operadores y contratistas prefieren que la bomba realmente se desacelere hasta cada velocidad de ahogado, y que se lea y se registre la presión del stand pipe a cada velocidad. Ya que es más fácil determinar una velocidad de ahogado y una presión de la velocidad de ahogado (KRP) antes de que el pozo surja, ambas deben establecerse previo a la surgencia. La mayoría de los operadores y contratistas requieren que sus cuadrillas determinen y registren rutinariamente la velocidad de ahogado y la KRP por lo menos una vez por turno, usualmente durante el periodo de engrasado y mantenimiento después que la cuadrilla nueva vuelve al turno. Las presiones y, las velocidades de ahogado para ambas bombas deben determinarse e ingresarse en el reporte de perforación. Si la densidad de lodo o los tamaños de las boquillas del trépano se cambian durante el turno, o si se perfora una gran cantidad de metros, entonces deben tomarse las nuevas KRP.

Tenga en mente que la presión del régimen de ahogado registrada previo a una surgencia puede no ser la KRP correcta en un tiempo posterior. No solamente los cambios en la profundidad, la densidad de lodo, y los tamaños de las boquillas cambian la KRP, sino que también pueden hacerlo otros factores de los que la cuadrilla puede no estar alerta. Por ejemplo, una boquilla del trépano obstruida o parcialmente obstruida incremento la KRP. Los cambios en la pérdida de presión anular también cambian la KRP. A causa de que la KRP puede cambiar sin el conocimiento de la cuadrilla, muchos operadores requieren que sea verificado inmediatamente antes de que se circule la surgencia.

4.4.1- Presión Inicial de Circulación

Cuando un pozo surge y, se cierra completamente, la presión aparece en el manómetro de la tubería de perforación.

La presión de cierre de la tubería de perforación (SIDPP) representa la cantidad de desequilibrio hidrostático en el pozo; lo que es, la SIDPP muestra cuanto es más alta la presión de la formación que la presión hidrostática en el sondeo de perforación. Por lo tanto, cuando llegue el momento de que sea circulada la surgencia fuera del pozo, la SIDPP debe sumarse a la KRP para mantener constante la presión del fondo del pozo. Cuando la SIDPP y la KRP se suman, se obtiene la presión inicial de circulación (ICP).

La ICP es la presión de bomba requerida para comenzar a circular el pozo que ha surgido.

La siguiente es una ecuación para determinar la ICP:

ICP = KRP + SIDPP

donde

ICP = presión inicial de circulación, psi

KRP = presión de la velocidad de ahogado, psi

SIDPP = presión de cierre, de la tubería de perforación, psi.

Como un ejemplo, asuma que la KRP es 750 psi y que la SIDPP es 200 psi. Para determinar la ICP

ICP = 750 psi + 200 psi =>> ICP = 950 psi.

La solución muestra que 950 psi es la presión requerida para comenzar a circular el lodo dentro del pozo y la surgencia fuera del mismo. Dependiendo del método de control de surgencia utilizado, la ICP puede ser simplemente la presión de circulación inicial, o del comienzo requerida, o puede ser la presión de circulación a ser mantenida hasta que la surgencia se circula fuera del pozo. Por ejemplo, si la surgencia se circula afuera al mismo tiempo que se circula dentro el lodo de densidad de ahogado (como en el método esperar y densificar), entonces al valor de la ICP tiene que permitírsele disminuir mientras el lodo de densidad de ahogado más pesado llena el sondeo de perforación. Cuando el lodo de densidad de ahogado llena completamente el sondeo de perforación, la presión hidrostática en el sondeo debe balancear la presión de la formación, y se logra una presión de circulación final con un valor menor de la ICP. Por el otro lado, si la surgencia se circula fuera con lodo de la densidad que estaba en el pozo cuando surgió (como en el método del perforador), entonces el valor para la ICP debe utilizarse hasta que la surgencia se circula fuera del pozo. El lodo de densidad más liviana no balanceará la presión de la formación.

Al trabajar los problemas de ejemplo, puede verse como la KRP y la SIDPP se relacionan al obtener la ICP: simplemente sume la KRP y, la SIDPP para obtener la ICP.

1. KRP = 900psi SIDPP = 210 psi ICP = 1110 psi

2. KRP = 1000psi SIDPP = 540 psi ICP = 1540 psi

3. KRP = 610psi SIDPP = 100 psi ICP = 710 psi

4. KRP = 900psi SIDPP = 820 psi ICP = 1720 psi

EMBOLADAS Y TIEMPO DE LA BOMBA DESDE SUPERFICIE HASTA TRÉPANO

El número de emboladas de la bomba y el tiempo que le toma al lodo ser bombeado desde la superficie hacia abajo por el sondeo de perforación hasta el trépano se requieren también para el control exitoso de la surgencia. Ya que la presión de la tubería de perforación disminuye mientras el lodo de densidad de ahogado se bombea por el sondeo de perforación hacia abajo, el número de emboladas desde la superficie al trépano y el tiempo son necesarios para graficar la velocidad a la que la presión de la tubería de perforación disminuye.

Regular la disminución en la presión de la tubería de perforación permite al personal de control de surgencia mantener la presión del fondo del pozo constante mientras el lodo de densidad de ahogado se está circulando hacia abajo por el sondeo de perforación.

Para calcular el tiempo desde la superficie al trépano o el número de emboladas de la bomba requeridas para bombear lodo desde la superficie hasta el trépano, tienen que conocerse el desplazamiento de la bomba, o la salida, en barriles por embolada (bbl/stks) y la capacidad de la tubería de perforación y de los portamechas de perforación en barriles por pie (bbl/pie). La salida de la bomba puede encontrarse en el manual de la bomba suministrado por el fabricante, o puede calcularse. La capacidad de la tubería de perforación y del portamechas de perforación puede también calcularse. En cualquier caso, una vez que se encuentran los valores para la salida de la bomba y para la capacidad de la tubería de peroración y de los portamechas de perforación, pueden utilizarse ecuaciones para calcular el número de emboladas desde la superficie al trépano y el tiempo desde la superficie al trépano:

SBSdp = Cdp x Ldp / PD

donde:

SBSdp = número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo en la tubería de perforación

Cdp = capacidad de la tubería de perforación , (bbl/pie).

Ldp = longitud de la tubería de perforación, pies.

PD = desplazamiento de la bomba, (bbl/stks).

SBSdc = Cdc x Ldp / PD

donde:

SBSdc = número de emboladas desde la superficie al trépano para desplazar lodo en los portamechas de perforación.

Cdc = capacidad de los portamechas de perforación, (bbl/píe).

Ldp = longitud de los portamechas de perforación, pies.

PD = desplazamiento de la bomba, (bbl/stks).

Para el cálculo del tiempo la ecuación es:

SBT = SBS / SPM

donde:

SBT = tiempo desde la superficie al trépano, min

SBS = número de emboladas desde la superficie al trépano

SPM = velocidad de la bomba, spm.

Utilizando los datos del pozo, puede resolverse un problema de ejemplo.

profundidad del pozo = 14000 pies

tubería de perforación = 13400 pies, 5 in. de diámetro exterior (DE), 19,5 XH

portamechas de perforación = 600 pies, 6-in. DE,·2 13/16 in. de diámetro interior (DI)

SPM 45

PD 0.123 bbl/s

Cdp = 0.01776 bbl/pie

Cdc = 0.00491 bbl/pie

Cuál es el número de emboladas desde la superficie al trépano, y cuánto tiempo le toma allodo ser desplazado en el sondeo de perforación?

SBSdp = 0.01776 x 13400 / 0.123 SB =>>> SBSdp = 1935

SBSdc = 0.00491 x 600 / 0.123 =>> SBSdc = 24

Total de SBS = 1935 + 24 =>> Total de SBS = 1959.

Para determinar el tiempo desde la superficie al trépano:

SBT = 1959 / 45 SBT = 43.5 min.

Como se mencionó anteriormente, las capacidades para ambas bombas duplex y triplex pueden calcularse. El diámetro de los pistones y la longitud de la embolada tiene que conocerse para ambas bombas, la duplex y la triplex, el diámetro del vástago también tiene que conocerse. La ecuación para una bomba duplex al 90% de eficiencia es la siguiente:

PD = 0.000162 x L [(2 x D2) – d2] 0.90

donde:

PD = desplazamiento de la bomba, bbl/stks

L = longitud de la embolada, in.

D diámetro de pistón, in.

d = diámetro del vástago, in.

Como un ejemplo, encuentre el desplazamiento de una bomba duplex al 90% de eficiencia si la bomba tiene una embolada de 14 in., pistones de 5 3/4 in. de diámetro, y un vástago de 2 in. de diámetro:

PD = 0.000162 x 14 [(2 x 5.752) – 2 2] 0.90 = 0.000162 x 14 x 62.125 x 0.90 = 0. 1268 bbl/stks.

La solución muestra que el desplazamiento de la bomba duplex de ejemplo es 0. 1268 bbl/stks. La ecuación para encontrar el desplazamiento de una bomba triplex al 100% de eficiencia

es la siguiente:

PD = 0.000243 D2 L

PD = desplazamiento de la bomba, bbl/s

D = diámetro del pistón, in.

L = longitud de la embolada, in.

Como un ejemplo, el desplazamiento de una bomba triplex al 100% de eficiencia con pistones de 7 in. de diámetro y con una longitud de embolada de 10 in. es

PD = 0.000243 X 72 X 10 =>> PD = 0.119 bbl/s.

La solución muestra que el desplazamiento de la bomba triplex del ejemplo es 0. 1 19 bbl/s.

Si se desea la capacidad de la tubería de perforación, de los portamechas de perforación, del pozo entubado, o del pozo abierto pueden calcularse también. El DI de la tubería, los portamechas, o de la cañería de entubación tienen que conocerse, y pueden encontrarse en tablas. Una vez que se conoce el DI adecuado, puede utilizarse la siguiente ecuación para determinar la capacidad:

Ch = DI2 / 1029.4

donde

Ch = capacidad de la tubería de perforaci6n, los portamechas de perforación, o de1 pozo entubado o abierto, bbl/pie

Di = DI de la tubería de perforación los portamechas de perforación o del pozo entubado o abierto, in.

Como un ejemplo, suponga que se está utilizando una tubería de perforación de 5-in., 19.5 XH. Al consultar una tabla adecuada, se encuentra que el DI de esta cañería es de 4.276 in. Por lo tanto:

C = 4.2762 / 1029.4 =>> C = 0.01776 bbl/pie.

La solución muestra que la tubería de 5-in., 19.5 XH tiene una capacidad de 0.01776 bbl/pie.

PROBLEMAS DE EJEMPLO PARA EL TIEMPO Y PARA LAS EMBOLADAS DESDE LA SUPERFICIE AL TRÉPANO

Utilizando una bomba de ejemplo y, los datos del pozo, determine las emboladas de la bomba desde la superficie al trépano y el tiempo de propagación desde la superficie al trépano

1. Profundidad total (TD) = 8590 pies

Profundidad vertical verdadera (TVD) = 8590 pies

Tubería de Perforación (DP) = 8390 pies, 4 1/2 in., 16.6 IF

Portamechas de Perforación (DC) = 200 pies, 6-in. DE, 2 1/4 in. DI

Bomba = 6 1/2 x 16 duplex, vástago de DE de 2 1/2-in.

Velocidad de ahogado = 30 spm

Emboladas desde la superficie al trépano (SBS)=

Tiempo desde la superficie al trépano (SBT)=

VOLUMEN ANULAR

Cuando se circula durante las operaciones de control de surgencia, puede ser útil conocer el volumen anular entre la tubería de perforación o los portamechas de perforación y el pozo entubado o abierto. Las tablas o la siguiente ecuación pueden utilizarse para encontar el volumen:

AV =(DIh2 – DEdp2) / 1029.4

donde:

AV = volumen anular, bbl/pie

DIh = DI de] pozo abierto o entubado, in.

DEdp = DE de la tubería de perforación o de los portamechas de perforación, in.

Como un ejemplo, suponga que está en uso una tubería de perforación de 5-in., 19.5 XH y que el diámetro del pozo abierto es de 8 1/2 in. También asuma la cañería de entubación de 9 5/8-in. de DE, 53.5 libras por pie (lb/pie) está en un pozo que tiene un DI de 8.535 in. Por ello:

AVpozo abierto .= (8.52 – 52) / 1029.4 =>> AVpozo abierto = 0.0459 bbl/pie

AVpozo abierto = (8.5352 – 52) / 1029.4 =>> AVpozo abierto = 0.0465 bbl/pie.

Puede ser también útil conocer el volumen, o capacidad, del pozo abierto o entubado sin tubería de perforación o portamechas de perforación dentro:

Ch = DI2 / 1029.4

donde:

Ch = capacidad del pozo, bbl/pie

DI = diámetro interior del pozo ya sea abierto o entubado, in.

DI = 8.5 in

Ch = 8.52 / 1029.4 72.25 / 1029.4 =>> Ch = 0.0702 bbl/pic.

EMBOLADAS Y TIEMPOS DESDE EL TRÉPANO A LA SUPERFICIE

Es importante para el personal de control de surgencia estar alerta del tiempo de subida de fondosel tiempo que le lleva al lodo viajar desde el fondo del pozo hasta la superficie– porque ellos deben saber cuando esperar los fluidos de la surgencia y el lodo de densidad de ahogado en la superficie. Cuando el lodo de densidad de ahogado alcanza la superficie, la cuadrilla puede detener la bomba, controlar el pozo por flujo, y determinar si el pozo está ahogado. Si el tiempo de subida de fondos se conoce para la velocidad normal de la bomba cuando se perfora y, si, durante una operación de control de surgencia, la velocidad de ahogado es la mitad de la velocidad utilizada durante la perforación, el tiempo de subida de fondos es dos veces el de la velocidad de perforación normal. Por supuesto, si se utiliza el número de emboladas de la bomba en vez del tiempo para determinar la subida de fondos, el número es el mismo que durante la perforación.

El tiempo o el número de emboladas de la bomba requeridos para desplazar el lodo pesado hasta la superficie puede calcularse utilizando ecuaciones similares a aquellas utilizadas en los cálculos desde la superficie al trépano. Mientras que estos cálculos no se requieren para el ahogado del pozo, ellos le dan a la cuadrilla una estimación de cuando el lodo de densidad de ahogado llegará a la superficie. Para las emboladas de la bomba desde el trépano a la superficie requerida para la subida de fondos, utilice la siguiente ecuación:

BSS = [(Dh2 – Ddc2) / 1029.4 x (Ldc / PD)] + [Dh2 – Ddp2) / 1029.4 x (Ldp / PD)]

donde:

BSS = número de emboladas de la bomba desde el trépano a la superficie

Dh = diámetro del pozo, in.

Ddc = DE de los portamechas de perforación, in.

Ldc = longitud de los portamechas de perforación. pies

PD = desplazamiento de la bomba, bbl/stks

Ddp = DE de la tubería da de perforación, in.

Ldp = longitud de la tubería de perforación, pies

Para el tiempo requerido para la subida de fondos, utilizar la siguiente ecuación:

BST = BSS / SPM

donde

BST = tiempo desde el trépano a la superficie, min

BSS = número de emboladas desde el trépano a 1a superficie

SPM = número de emboladas de la bomba, spm.

4.4.2- Presión Final de Circulación

La presión de la bomba cambia con la densidad de lodo. A medida que la densidad de lodo aumenta, se requiere más presión de la bomba para bombear el lodo a la misma velocidad que antes. En el control de surgencia, la densidad de lodo se incrementa para controlar la formación surgente. Por lo tanto, la presión de circulación de la velocidad de ahogado tiene que incrementarse también para considerar la densidad del lodo más pesado. Para calcular el incremento, la KRP se multiplica por la densidad de ahogado del lodo (densidad nueva del lodo) se divide por la densidad de lodo vieja (el lodo en el pozo cuando ocurrió la surgencia). La presión corregida de la bomba es la presión final de circulación (FCP). Para calcular la FCP, la que puede leerse en el manómetro de la tubería de perforación una vez que el lodo nuevo de densidad de ahogado llena el sondeo de perforación, puede utilizarse la siguiente ecuación:

FCP = KRP x (KWM / OMW)

FCP = presión final de circulación, psi

KRP = presión de la velocidad de ahogado, psi

OMW = densidad de lodo viejo, lb/gal

KWM = lodo de densidad de ahogado, lb/gal.

Como un ejemplo, asuma que la KRP es 600 psi, la densidad de lodo viejo es 11 lb/gal, y la

densidad de lodo de ahogado es 12 lb/gal.¿ Cuál es la FCP?

FCP = 600 (12 / 11) FCP = 655 psi.

La FCP en este ejemplo es 655 psi; o sea, cuando el lodo de ahogado llena completamente el sondeo de perforación, la presión de la bomba debe leer 655 psi. Aunque la FCP es más alta que la KRP porque se requiere más presión para bombear el lodo más pesado a la misma velocidad, el valor para la FCP será menor que la ICP, porque la ICP se determina al sumar la KRP y la SIDPP. Como un ejemplo, suponga que la SIDPP es 500 psi. Si la ICP es 1100 psi, la KRP es 600 psi, la densidad de lodo viejo es 11 lb/gal, y la densidad de lodo de ahogado es 12 lb/gal, la FCP es alrededor de 655 psi, ó 445 psi menor que la ICP.

4.5- Métodos de Control de Surgencia

El éxito de cualquier método de control de surgencia es ahogar la surgencia y poner el pozo bajo control.

Para lograr esto, el método de control de surgencia tiene que permitirle al personal:

1- Remover los fluidos de la surgencia del pozo.

2- Llenar el pozo con lodo de densidad suficiente para ejercer presión igual o más grande que la presión de la formación.

Muchos métodos de control de surgencia están disponibles, incluyendo el del perforador, esperar y densificar, concurrente, volumétrico, lubricación; pero los más usados son el del perforador y esperar y densificar.

Aunque existen diferencias entre ellos tienen varias similitudes. Por ejemplo, comparten el principio básico en que debe mantenerse la presión del fondo del pozo constante a lo largo de la operación de control de surgencia sin tener en cuenta la naturaleza del aporte. La presión del fondo del pozo constante se mantiene al circular el pozo a una velocidad de bomba constante a través de un orificio del estrangulador, y cambiando el orificio del estrangulador cuando sea necesario ajustar la contra-presión mantenida a largo del pozo.

Sin tener en cuenta que método utilizamos después que un pozo surge y se cierra, se da tiempo a la SIDPP y la SICP para estabilizarse (usualmente una cuestión de pocos minutos y se leen y se registran. La presión de circulación reducida (KRP), que es la presión indicada en el sondeo o en el manómetro del standpipe cuando la bomba se opera a una velocidad reducida, se determina y se registra usualmente previo a la surgencia Cuando la surgencia ocurre, la SIDPP se suma a la KRP para obtener la ICP. Durante la circulación, la presión de fondo de pozo constante se mantiene con la velocidad de la bomba constante y ajustando el estrangulador como se requiera.

Todos los métodos utilizan un principio común: mantener una presión mínima de fondo de pozo constante igual o superior a la presión de la formación, mientras se circula el influjo de formación para recuperar el control del pozo. Figura 49

Formula SIDPP etc

Figura 49: Presiones

Figura 49: Presiones

Ejemplo

Supongamos que un pozo se cierra después un influjo (Kick) se ha detectado. La densidad original del fluido de perforación dentro del pozo es de 10 ppg. La profundidad del pozo es de 6000 pies TVD, y la presión de cierre de la tubería de perforación es de 150 psi

Presión formación = SIDPP + (0,052 x TVD x MW) = 150 psi + (0.052 x 6000 ft x 10 ppg) =3720psi

Max Constante Presión de fondo (Max BHP) ≥ 3720 psi

Si adicionamos un margen de 50 psi (seguridad)

Max Constante Presión de fondo (Max BHP) ≥ 3720 psi + 50 psi

4.5.1- Método del perforador

El método del perforador es el más básico de todos los métodos y puede emplearse en un número de situaciones de control de surgencia. Como involucra el uso de muchas técnicas comunes a otros métodos de control de surgencia, el método del perforador puede estudiarse para aprender procedimientos básicos de control de surgencia.

Procedimiento para el método del Perforador

El siguiente es un procedimiento paso a paso para el control de surgencia por el método del perforador.

  1. Cuando la surgencia ocurre cierre el pozo en concordancia con los procedimientos del operador y del contratista.

  1. Registre la SIDPP, la SICP y el aumento de nivel de la pileta.

  2. Llenar la hoja de trabajo de control de surgencia

  3. Para empezar a circular, abra el estrangulador, lentamente lleve la bomba a velocidad de ahogado, y mantenga la SICP en un valor constante (usualmente la lectura original de cierre) ajustando el estrangulador. Al mantener la SICP constante para este período corto de tiempo se mantiene constante la presión de fondo de pozo.

  4. Cuando la bomba esté a velocidad de ahogado, observe el manómetro del sondeo; muestra la ICP (presión inicial de circulación)Mantenga la ICP constante al abrir o cerrar el estrangulador. Mantenga una velocidad de bomba constante. No permita que la bomba cambie de velocidad

  5. Circule fuera el aporte, manteniendo la presión del sondeo constante a la ICP. (Recuerde que la ICP es igual a la KRP + SIDPP). Cuando se ha sacado todo el aporte de la surgencia y se cierra el pozo, ambas la SIDPP y la SICP deben ser iguales a la SIDPP anotada cuando ocurrió la surgencia.

  6. Detenga la bomba, cierre el estrangulador, y preparar lodo de densidad de ahogue. El aumento de densidad puede calcularse con la siguiente fórmula.

MWI = SIDPP / TVD x 0.052

  1. Cuando las piletas están llenas con lodo de densidad de ahogue, abrir el estrangulador y llevar la bomba lentamente hasta la velocidad de ahogue, manteniendo la presión anular constante en la lectura de cierre hasta que el lodo nuevo llegue al trépano. A medida que el lodo nuevo llene el sondeo, la ICP decrecerá lentamente hacia la FCP.

  2. Cuando el lodo de densidad de ahogue llega al trépano, se debe comenzar a observar la presión del sondeo. Mantener la presión del sondeo constante en el valor nuevo, más bajo -FCP- hasta que el lodo de densidad de ahogue aparezca en la canaleta de retorno. Mantener la velocidad de la bomba constante. Si se conoce la KRP, la presión final de circulación puede calcularse con la siguiente formula:

FCP = KRP x (KWM / OMW)

FCP presión final de circulación, psi

KRP presión de la velocidad de ahogue, psi

KWM densidad del lodo de ahogue, lb/gal

OMW densidad del lodo viejo, lb/gal.

  1. Detenga las bombas y lleve a cabo un control de flujo o cierre el pozo para cerciorarse que está muerto. Considere la circulación adicional para acondicionar el lodo y posiblemente para agregar un margen de seguridad, o de maniobra, antes de continuar perforando.

Técnicas Comunes en el Método del Perforador

Ya que muchas de las técnicas utilizadas en el método del perforador se utilizan también en el método esperar y densificar y, en el concurrente, los especialistas de control de surgencia a menudo recomiendan que el método del perforador se estudie cuidadosamente. Las técnicas del método del perforador comunes a los otros dos incluyen:

  1. Cerrar el pozo rápidamente y adecuadamente.
  2. Mantener la presión del anular constante mientras la velocidad de la bomba se lleva a la velocidad de ahogue para detener adecuadamente la ICP.
  3. Mantener la velocidad de la bomba constante a la velocidad de ahogue.
  4. Mantener la presión del sondeo constante.
  5. Calcular la capacidad de la columna de perforación y el número de emboladas hasta el trépano.
  6. Calcular la densidad del lodo de ahogue.

Aunque el método del perforador algunas veces aumenta la probabilidad de pérdida de circulación mientras se ahoga la surgencia de gas, ciertos aspectos del método pueden ser ventajosos. Por ejemplo, es fácil de aprender porque requiere solamente unos pocos cálculos y, la circulación puede empezar inmediatamente, lo que disminuye la chance de que el sondeo se atasque, que la trayectoria de circulación se tapone, o que el gas que migra complique el problema de control de surgencia.

Limitaciones del método del perforador

A pesar de sus ventajas, este método posee una pocas limitaciones. Por ejemplo, la presión de superficie del casing se eleva a un valor máximo con este método, si el aporte de la surgencia es gas. Ya que el pozo se circula con lodo de la densidad que tiene en el momento cuando ocurre la surgencia, toda la presión adicional necesaria para prevenir intrusiones adicionales de los fluidos de surgencia dentro del pozo tiene que mantenerse reteniendo la contra presión con el estrangulador. No se bombea lodo de densidad de ahogue más pesado hasta que el pozo esté limpio. Ya que el gas en una surgencia se expande mientras se circula hacia arriba del pozo, empuja fuera el lodo del anular y reduce la presión hidrostática anular, debido a esto el estrangulador debe mantener la contra-presión, para mantener la presión del fondo del pozo, en el valor correcto. Debido a esto, la presión del casing en superficie puede llegar a un valor extremadamente alto, más si la surgencia es toda de gas. La presión alta de la cañería de entubación puede incrementar la chance del fracturamiento de la formación, pérdida de circulación o un descontrol (blowout) o craterización subterránea.

4.5.2- Método Densificar y Esperar

Se denomina así debido a que primero se cierra el pozo, se espera a su preparación (lodo de densidad de ahogue), y después se circula el lodo nuevo, densificando dentro del pozo. Al mismo tiempo que se bombea lodo nuevo, el lodo de densidad vieja y los fluidos de la surgencia se remueven a través del estrangulador. Bombear el lodo nuevo mientras se remueve el viejo lodo y sus fluidos, puede resultar en una presión de superficie, o del casing más bajo que circulando primero la surgencia fuera con lodo viejo y circular luego con lodo nuevo.

Características del Método Esperar y Densificar

Hay dos características importantes. Primero, al observar el manómetro del sondeo, disminuye la presión de bombeo cuando se circula lodo de densidad de ahogue por el sondeo, aún a caudal constante. Segundo la presión del casing no debe mantenerse constante mientras el lodo nuevo llena al sondeo; debe permitirse que se incremente si la presión del fondo del pozo tiene que permanecer constante.

Para comprender por qué la presión del sondeo decrece mientras se bombea el lodo nuevo hacia abajo por la columna de perforación, recuerde que:

  1. El manómetro del sondeo muestra la presión de la bomba cuando el pozo se está circulando.

  2. La ICP incluye la presión de la formación en exceso de la presión hidrostática del lodo viejo en el sondeo. Por ello, después que se calcula la densidad de lodo nuevo con la SIDPP y se circula el lodo nuevo hacia abajo por el sondeo, equilibra la presión ejercida por la formación sobre el lodo en la tubería, y la presión de circulación del sondeo decrece.

Con el método esperar y densificar, la presión del casing no debe mantenerse constante mientras el lodo nuevo llena el sondeo, porque la surgencia se está circulando por el anular hacia arriba al mismo tiempo. Ya que la surgencia se está circulando por el pozo hacia arriba, a cualquier gas en la surgencia se le debe permitir expandirse para evitar presiones excesivas, y cuando al gas se le permite expandir la presión del casing se incrementa. Con el método de esperar y densificar, sin embargo, la presión del fondo del pozo debe mantenerse constante utilizando una técnica diferente. La técnica es determinar primero la ICP, la FCP, y la cantidad y velocidad a la que la SIDPP decrecerá. Estos valores son registrados en un gráfico y observados mientras el lodo nuevo llena el sondeo. Si la presión del sondeo se desvía del valor calculado, el estrangulador se ajusta para corregirlo, y la presión del fondo del pozo se mantiene constante hasta que se alcanza la FCP.

Procedimiento para el Método Esperar y Densificar

El siguiente es un procedimiento para el método esperar y densificar:

  1. Cuando ocurre la surgencia, cierre el pozo.
  2. Llenar la hoja de trabajo (planilla de ahogue), e incremento la densidad de lodo.
  3. Cuando el lodo nuevo está listo, abra el estrangulador y lentamente lleve la bomba a la velocidad de ahogue mientras mantiene la presión del casing constante utilizando el estrangulador. (Con las BOP submarinas, disminuya la presión del casing por la cantidad de presión de fricción de la tubería de estrangulación, si se conoce.) Cuando la bomba está en la velocidad de ahogue, observe el manómetro del sondeo; debe indicar la TCP.
  4. Mientras mantiene la velocidad de la bomba constante, continúe bombeando el lodo nuevo por la tubería hacia abajo. La presión del sondeo decrecerá a medida que el lodo nuevo llena la tubería. La disminución en la presión del sondeo se puede monitorear en el gráfico de la planilla de ahogue, y el estrangulador puede abrirse o cerrarse para corregir pequeñas fluctuaciones.
  5. Cuando el lodo de densidad de ahogado llegue al trépano, mantenga la FCP y, mantenga las emboladas de la bomba constantes hasta que el lodo nuevo alcance la superficie.
  6. Detenga la bomba, cierre el pozo, y controle por el flujo.
Llenando la Hoja de Trabajo del Método Esperar y Densificar

Con el método esperar y densificar, es esencial utilizar una hoja de trabajo, o ahogue, que no solamente provea espacios para la información registrada previamente tal como la KRP, sino que también tenga espacios para los cálculos requeridos y un gráfico con divisiones para trazar la caída de presión del sondeo mientras el lodo nuevo se circula por la sarta hacia abajo. Un gráfico de la reducción de SIDPP, cuando se utiliza con el número de emboladas desde la superficie al trépano y con el tiempo desde la superficie al trépano, provee un programa claro al que el operador de control de surgencia puede referirse en cualquier punto durante el tiempo en que la sarta se está llenando con lodo nuevo. Al referirse al gráfico de la SIDPP, el operador puede asegurarse que se está manteniendo la presión adecuada en el manómetro del sondeo y por lo tanto en el fondo del pozo. Una planilla de ahogue puede llenarse de la siguiente manera:

  1. Asegúrese de que la información pre-registrada sea correcta.
  2. Cuando ocurre la surgencia, registre la SIDPP, la SICP, y el incremento de volumen de la pileta.
  3. Utilizando la fórmula en la planilla de ahogue, calcule el incremento de la densidad de lodo regístrelo.
  4. Ahora vaya al gráfico de SIDPP. Para trazar la disminución en la SIDPP, determine la ICP utilizando la fórmula en la planilla de ahogue.
  5. Marque la ICP en el gráfico de la planilla y, en el punto correspondiente en psi sobre la línea vertical izquierda del gráfico.
  6. Utilice la fórmula de la planilla de ahogue para determinar la FCP y márquela sobre la línea vertical derecha del gráfico.
  7. Ubique en el borde izquierdo la ICP y, en el borde derecho la FCP y dibuje una línea para conectar los dos puntos.
  8. Determine las presiones entre la ICP y la FCP e ingréselas en las divisiones en la parte inferior del gráfico. Las presiones intermedias entre la ICP y la FCP pueden calcularse restando la FCP de la ICP, dividiendo la respuesta por el número de divisiones, y restando progresivamente esta respuesta de la ICP. Por ejemplo, si la ICP es 1500 psi, la FCP es 1200 psi, se proveen 11 divisiones en la parte inferior del gráfico en la hoja de trabajo, registre 1500 en la primera división. Esto deja 10 divisiones para llegar al punto donde la presión del sondeo alcanza las 1200 psi. Por lo tanto, reste 1200 de 1500, divida el resultado por 10. La respuesta muestra que la SIDPP cae 30 psi en cada división después de la ICP de 1500 psi. Por ello, en la primera división después de aquella donde se registra la ICP, el valor de la presión es 1470 psi; en la segunda, es 1440 psi, y, así sucesivamente hasta que se alcanza la FCP de 1200 psi.
  9. Determine el número de emboladas desde la superficie al trépano (SBS) utilizando la fórmula de la planilla de ahogue e ingresa este valor en los espacios en la planilla de ahogue y en la división en el extremo derecho sobre el gráfico de la planilla de ahogue.
  10. Ingrese 0 (cero) en el extremo izquierdo. Luego, registre el número adecuado de emboladas en las divisiones restantes. Como un ejemplo, asuma que la SBS es 800 y que están marcadas 11 divisiones en el gráfico. Divida 800 por 10 para obtener una respuesta de 80. Ingrese 80 en la primera división después de 0, 160 en la segunda, 240 en la tercera, y así sucesivamente hasta que se alcanza un total de 800 emboladas.
  11. Para obtener el tiempo desde la superficie al trépano (SBT), utilice la fórmula de la planilla de ahogue y, registre el valor en el espacio en la hoja de trabajo y en la división en el extremo derecho sobre el gráfico de la hoja. Luego, ingrese 0 (cero) a la izquierda y los tiempos adecuados en las divisiones restantes. Como un ejemplo, asuma que el SBT es 50 min. 50 dividido por 10 es 5. Ingrese 5 en la primera división después de 0 y luego sume progresivamente 5 min adicionales a cada división para que los tiempos se lean 0, 5, 10, 15, y así sucesivamente, hasta que se alcancen los 50 min.
  12. Con la presión, el número de emboladas, y, el tiempo registrado, el operador puede ahora referirse al gráfico y observar el valor calculado para la presión del sondeo en cualquier punto durante el intervalo cuando la columna de perforación se llena con el lodo nuevo. Por ejemplo, a los 25 min en el procedimiento de circulación, y a las 400 emboladas, la SIDPP debe ser de alrededor de 1350 psi. Si no es así, el estrangulador puede ajustarse para llevar la presión al valor correcto o, si existiera una discrepancia grande, pueden implementarse procedimientos de salir de apuros.

4.5.3- Ventajas y Desventajas entre ambos métodos

Las ventajas del método del perforador son:

  1. El influjo “Kick” puede ser desplazado del pozo poco después que fue cerrado. (shut in).
  2. La circulación temprana puede reducir el riesgo de atascamiento de la tubería y otros problemas.
  3. La circulación temprana puede reducir el riesgo de atascamiento de la tubería y otros problemas.

Esto es particularmente ventajoso en el caso de un kick de gas, donde la migración de la burbuja de gas a la superficie sin expansión continua aumenta el SIDPP y SICP, y ejerce más presión en el interior del pozo. La migración de gas y control de las operaciones se hacen más difíciles y complejas.

  1. Pocos son los cálculos necesarios para la circulación inicial.

Las ventajas del método esperar y densificar son:

  1. La presión superficial se puede mantener más baja que en el método del perforador, si el lodo (kill mud) entra en el anular, antes de que el influjo sea circulado. Esta diferencia es más significativa si el influjo es compuesto de gas.
  2. La presión ejercida sobre la zapata (o el punto débil en el pozo abierto) será menor que en el método del perforador .
  3. Reduce el uso de la BOP y el estrangulador (choque equipment). El estrangulador se somete a una sola circulación, y por lo tanto tendrá menos probabilidades de fracasar.


CAPÍTULO 5

5- Fractura evaluación cuantitativa

El gradiente de fractura es una información crítica que los ingenieros de perforación necesitan conocer y evaluar con el fin de diseñar programas de perforación. Desde el punto de vista del control de pozos, el gradiente de fractura afecta directamente al flujo de volumen de afluencia (influx volume) que puede ser contenido con éxito en el pozo. Si la presión del pozo es más alta que la presión de fractura, las formaciones se fracturarían resultando en la pérdida de fluido de perforación en estas. Además, podría conducir a una situación de descontrol, debido a la pérdida de presión hidrostática.

5.1- Evaluación de Overburden Gradient

Es la presión ejercida por el peso de la capa de sedimentos más el fluido contenido en los poros. De esta manera esto no es la presión de fluidos.

Por definición la sobrepresión (overpressure) es una presión anormalmente alta de fluidos de los poros. Un entorno geológico hidrostáticamente presurizado es un sistema abierto hidráulicamente. Esto significa que es permeable y el fluido se comunica con la formación. El fluido de los poros es libre para escapar durante la compactación, de esta manera la presión del fluido es la presión hidrostática. Un sistema con alta presión de formación anormal es esencialmente cerrado, obstaculizando o por lo menos restringiendo la comunicación con el fluido; con el aumento adicional de la carga de sedimentos, el fluido de los poros no puede escapar o al menos el escape es muy lento para mantener el equilibrio hidrostático, y el fluido de los poros parcialmente soporta la presión de sobrecarga (overburden pressure), la compactación es retardada, la presión de fluido es más grande que la presión hidrostática.

La característica diferente con ese sistema es el grado con que el fluido escapa durante la compactación. En la evolución de la presión de formación, un sello efectivo, o una barrera permeable, debe existir cerca del tope de la formación sobrepresionada (overpressured formation). El sello actúa simultáneamente como una barrera de presión, por ejemplo en el Norte Cuenca del Golfo de México es tomado como una barrera vertical, que consiste en una Shale and Siltstone masiva e impermeable.

La industria del petróleo usualmente utiliza el gradiente de presión como una medida cuantitativa de la presión del fluido de formación. En el Norte Cuenca del Golfo de México, la presión de gradiente hidrostático es tomada como 0.465 psi por pie asumiendo una densidad de una solución conteniendo 80.000 ppm de cloruro de sodio. La sobrecarga (overburden) o presión de la roca (rock pressure) se incrementa en 1.0 psi por pie.

Figura 50: Gráfico Presión Vs Profundidad en una secuencia regresiva

Figura 50: Gráfico Presión Vs Profundidad en una secuencia regresiva

De esta manera cualquier gradiente de presión de fluido de formación entre 0.465 y 1.0 psi/ft es considerada geopresionada (geopressured) Figura 50

La magnitud de la geopresurización es generalmente clasificada como baja o media (0.465 psi/ft < fluid pressure gradient < 0.65 psi/ft), intermedia o moderada (0.65 psi/ft < fluid pressure gradient 0.85 psi/ft). La profundidad de las formaciones geopresurizadas varían regionalmente, y la superficie que delinea la distribución de las formaciones geopresionadas es definida como ” top of geopressure” surface.

El conocimiento de overburden gradient es de importancia primordial cuando evaluamos la presión de formación y el gradiente de fractura.

Debido a la compactación de los sedimentos y el consecuente incremento de la densidad con la profundidad el overburden gradient se incrementa rápidamente debajo de la superficie, para alcanzar valores que tienden a estabilizarse debajo de cierta profundidad.

Aunque no surgen significativos errores asumiendo un gradiente constante (onshore), requiere sumo cuidado cuando tenemos grandes espesores de sedimentos pobremente consolidados y capa de agua.

Calcular el overburden gradient, el cual implica el conocimiento de la densidad, obtenido de logs eléctricos, densidad de lutitas o datos sísmicos.

S = ρd • (Z/10)

S = Overburden pressure kg/cm2

ρd = bulk density g/cm3

Z = Depth

tabla datos overb gradient

Para el intervalo 0 – 150

S = 1.06 x ( 150/10) = 15.9 kg/cm2

Para el intervalo 150 – 400

S = 1.70 x ( 250/10) = 42.5 kg/cm2

Overburden gradient (Intervalo 150 – 400)

GG = (Cumulative Overb press x 10) / Total Depth

GG = [(15.9 + 42.5) x 10) / 400 = 1.46 kg/cm2

Una correcta evaluación del Overburden Gradient depende de la calidad de los datos utilizados. Log de densidad son los más confiables. En general estos logs (density logs) no son corridos en las partes superiores del pozo debido al gran diámetro del pozo, la densidad en los sedimentos en superficie puede ser estimada de la densidad de los recortes de perforación.

Sabido es que el cálculo de la presión poral está directamente relacionada al overburden, por ello y como se mencionó anteriormente es de suma importancia su cálculo. El valor de la densidad para el cálculo, puede obtenerse de los registros sónicos o bien de datos de velocidades de los registros sísmicos. Para esto se aplica la ecuación de Gardner.

Gardner (1974)1 llevó a cabo una serie experiencias de campo y de laboratorio controlando mediciones de las rocas sedimentarias saturadas y determinando una relación entre la velocidad P y la densidad que se ha utilizado en el análisis sísmico.

1Formation velocity and density. The diagnostic basics for stratigraphic traps, Gardner and Gregory

ρ=aVb

donde:

ρ es en g/cm3, A es de 0,31 cuando es en m/s, y A es de 0,23 cuando está en ft/s. b es 0.25.

V está dado en ft/s

Generalmente las rocas sedimentarias se definen en torno a esta predicción empírica.

Las desviaciones importantes de esta tendencia son el carbón y las evaporitas.

Como Vp y Vs muestran el resultado de la una discriminación litología, estos pueden ser útiles para predecir la densidad.

Del registro usted puede obtener el valor del sónico DTCO (μs/ft)

Pasar μs/ft >> ft/s 1/(165.005/1000000) = 6060,42 Gardner >> ρ = 0.23 x 6060,42 0,25 = 2,029

DEPTH mts DTCO μs/ft Convertir a ft/s Gardner
1247.08 165.005 6060.42 2.029

Este valor obtenido de 2,029 g/cc es el que se utilizará para construir una curva de overburden tal como se mencionó anteriormente.

Ahora, cómo obtener un dato de densidad cuando se tienen velocidades de intervalo sísmico?

Usted obtendrá datos de una línea sísmica (Int. Velocity (m/sec)

Depth Vint_7 Vint_1DT
m Int. Velocity (m/sec) us/ft
416 1500 203.2
552.57 1554.89 196.0265

Para pasarlo a us/ft, utilizar 1000000*0,3048/ Int. Velocity (m/sec) entonces:

1000000*0,3048/ 1500 = 203,2

Luego con este dato aplica la fórmula de Gardner y obtiene la densidad, tal como se explicó anteriormente.

5.2- Evaluación del Gradiente de Fractura

En orden de prevenir un kick mientras se perfora es necesario mantener el peso del lodo levemente superior que la presión del fluido de la formación para un nivel dado.

Cuando penetramos una zona anormalmente presurizada es necesario incrementar la densidad del lodo para mantener el equilibrio de la nueva formación perforada. Esto no obstante tiene severas consecuencias, una de las cuales es incrementar la presión ejercida por el lodo a lo largo del pozo.

Es necesario distinguir entre el gradiente más reciente y el ” leak-off gradient” el que es obtenido mediante ” Leak-off Test ” (L.O.T) el cual es llevado inmediatamente por debajo del revestimiento, siendo este el punto más débil de la próxima fase. Este procedimiento puede ser descripto como la inyección de lodo dentro de la formación, vía porosidad o micro-fracturas. Así, en presencia de porosidad o débil cementación del revestimiento el L.O.T no corresponde al gradiente de fractura.

La información del gradiente de fractura es Incremento linear en la presión anular proporcional al volumen bombeado esencial para

Establecer el programa de perforación y la profundidad del revestimiento.

Determinar la máxima presión anular que puede ser tolerada cuando se controla un “kick”, para evitar “reventones” (blowout) internos.

Para estimar las presiones requeridas para una posible estimación de fracturamiento hidráulico.

5.2.1- Leak-off Test (L.O.T)

La prueba o test de Leak off test, se lleva a cabo después de establecer el revestimiento para asegurarse que una formación competente sea asiento del revestimiento y que esta formación pueda soportar la densidad del lodo requerida para alcanzar el punto siguiente del próximo revestimiento.

El propósito es determinar con un valor preciso el valor del MS (minimum stress) que es la magnitud del esfuerzo mínimo.

Después que el revestimiento se ha establecido y el cemento se haya secado, la prueba de control de fuga (leak off test) es llevada a cabo. La formación del pozo abierto será presurizada para realizar el test de presión hasta:

1) Una presión predeterminada que está por debajo de la presión de fractura

2) Un control de fugas presión

3) Quiebre de la formación y hasta la inyección de líquido

Independientemente del tipo de prueba, la presión de prueba generalmente no excede 80% del yield1 del más débil valor del revestimiento.

La prueba de fuga (Leak off test) Figura 51 consiste en aplicar presión en la superficie (con el preventor anular cerrado) en forma controlada que sumada a la columna hidrostática dará una presión total ejercida sobre las paredes del pozo; esta presión induce unas pequeñas fracturas dentro de las que se filtra el lodo. Posteriormente se Incremento linear en la presión anular proporcional al volumen bombeado suspende el bombeo y se mantiene la presión durante cierto tiempo para observar las propiedades filtrantes del lodo.

Para que una prueba de leak off test sea realizada correctamente, tres parámetros deben ser de estrecha vigilancia. Son el volumen de lodo, presión en la superficie y la velocidad de la bomba.

1 Para más información ver http://oilgasglossary.com/casing-grade.html

El procedimiento utilizado para realizar este test es básicamente el mismo en todos los casos. El test es llevado a cabo después que el casing ha sido colocado y cementado

  1. Perforar 5 a 10 pies en la nueva formación debajo de la zapata (casing shoe).
  2. Colocar el trépano arriba del casing shoe (para evitar la posibilidad de que quede atrapado en el pozo abierto).
  3. Cerrar la BOP (generalmente pipe ram) en la superficie.
  4. Aplicar presión al pozo por bombeo con una pequeña cantidad de lodo generalmente ½bbl). Deje de bombear y registrar la presión en el pozo. Bombear una segunda cantidad, igual de lodo en el pozo y registrar la presión en la superficie. Continuar esta operación, deteniéndose después de cada incremento en el volumen y el registro de la presión correspondiente en la superficie. Trazar el volumen de lodo bombeado y la presión correspondiente en cada incremento del volumen.
  5. Cuando el test esta completo, purgue la presión en superficie, abra el RAM y la BOP y luego se continúa perforando.

Figura 51bis: Gráfico Leak off test

Figura 51: Gráfico Leak off test

  1. 0- La prueba comienza a presión atmosférica en la superficie, lo que resulta en la presión hidrostática de la columna de lodo de fondo de pozo. La presión inicial será la presión del fondo del pozo igual a la presión hidrostática. Figura 51.
  2. 0-1- El fluido de perforación se bombea en el pozo a velocidad lenta de la bomba dando como resultado un aumento lineal de la presión dominada por la compresión del fluido, la expansión del casing y expansión pozo de sondeo.
  3. 1- Se observa la primera desviación de la línea recta. Este punto se conoce como la
    “Leak-Off Pressure ” (LOP) o “presión de fractura de Iniciación” Fracture Initiation Pressure (FIP). Depende generalmente del tipo de formación, permeabilidad y la presencia de fracturas pre existentes.
  4. 1-2 En el caso del Leak-Off Tests (LOT) la bomba es parada tan pronto el Leak-Off Pressure LOP ha sido claramente identificado. Por lo tanto, la presión de prueba máxima en el Leak-Off Test está dentro de este intervalo
  5. 2- En el Leak-Off Tests este será la presión final del test a la cual la bomba ha sido parada. Máxima presión del test.
  6. 2-3- Después de que se detuvo la bomba se puede observar una caída de presión instantánea reflejando las pérdidas de presión por fricción del sistema. En la mayoría de las pruebas, la caída de la presión puede ser apenas visto. Esto es debido al hecho de que las bombas no pueden ser detenidas instantáneamente. Además, las pérdidas de presión de fricción son pequeñas debido a la tasa de bombeo lento.
  7. 3- Mínimo stress de formación.
  8. 3-4- Después de que la bomba haya sido apagada, la presión se estabilizará gobernada por filtración en los espacios de fractura. The fracture created during the test is expected to close on the fluid.
  9. 4- Presión cierre de fractura.
  10. 4-5- Tan pronto como se ha alcanzado una presión de cierre estable, se ha completado la prueba.
  11. 5-6- La presión se purga, lo que marca el final del ciclo de prueba. El proceso de presurizar el pozo se repite en algunos ciclos más. Si es posible, el regreso volumen debe ser registrado y debe ser el mismo que el volumen bombeado.

Cuando el exceso de presión es purgado, la cantidad de lodo recuperado, debería ser igual al volumen bombeado. Si la presión en D es menor que en B, es probable que las grietas se mantendrán parcialmente abiertas, obstruidas por el lodo o los cuttings. En tal caso el volumen recuperado será menor que el bombeado. En una zona permeable esto puede dar lugar a importantes pérdidas derivadas de la ampliación de la zona de contacto entre el lodo a la formación.

Shut-in Pressure (presión de cierre), es la parte del leak-off tests (LOT) entre 3 y 4. Muestra que cuando la bomba se detiene la presión caerá significativamente debido a la perdida de fluido en la formación y pérdida de presión por fricción en las bombas.
Cuando la presión alcanza el mismo valor que el esfuerzo horizontal mínimo (minimum
horizontal stress), la fractura deja de crecer “propagarse” y comienza a cerrarse.
Shut-in pressure puede ser utilizado como un índice para determinar perdidas dentro del casing y de la cementación. Si la presión al punto 3 cae debajo de la mitad del punto 1, eso indicará que existe una perdida en el equipamiento el casing o canalización en la cementación.

Leak off test, Medición de la presión de fondo de pozo con Herramientas PWD vs Medición de la presión en superficie, con unidad de cementación

La medición de la presión con herramientas PWD (pressure while drilling) se utiliza para medir la presión de fondo de pozo durante la perforación con el fin de evaluar ECD, (kicks) detectar influjos, evaluar pistoneo (surge & swab) y para proporcionar una medición precisa de la hidrostática y de este modo el peso del lodo adecuado. La evaluación de la presión con herramientas de perforación (PWD) también pueden ser utilizados para determinar mediciones de presión precisas durante las pruebas de leak off test.

El uso de la medición de la presión de fondo de pozo elimina los efectos de la compresibilidad del lodo, el corte de gas en el lodo y la expansión del casing, así como la necesidad de corrección de la presión de la superficie a la presión de fondo de pozo lo que no siempre puede ser sencillo.

La figura 52 muestra una gráfica de presión en función del tiempo comparando la presión de superficie frente a la medición de presión de fondo de pozo. El ejemplo muestra cómo el efecto de gelificación tiene influencia en el fluido de perforación y, la presión medida en la superficie.
Para calcular el LOT con el sensor del LWD
1) Tomar profundidad del sensor APWD (esta lectura será equivalente a la LOT + P Hidrostática 2) Tomar lectura del ESDmax.

Figura 52bis: Gráfico Leak off testusando mwd

Figura 52: Leak off test utilizando MWD

Determinación de stress mediante el extended leak-off tests y el tests de fracturamiento hidraúlico.
Las pruebas de Extended Leak off Test pueden ser utilizados para la estimación in-situ del estrés. Da resultados más fiables que los del leak off test debido a que la resistencia de la roca (Strength) T es superada por el primer ciclo de la prueba.
En un tipo de roca ideal poroelástica1 cuando se crea una fractura en una orientación que es coaxial con el eje de la perforación, la magnitud y la orientación del campo de esfuerzos en el plano normal al eje del pozo puede ser determinada. Esto requiere la siguiente información.

1La poroelasticidad es una teoría que describe el proceso acoplado de difusión (movimiento lento de los fluidos de un punto a otro) y deformación del medio poroso, considerando la respuesta del medio ante cambios en los esfuerzos efectivos.

The magnitude of σh is estimated from the shut-in/closure pressure;
The magnitude of σh is determined from either of these following equations:

  • Para iniciar el fracturamiento;

σH = 3σh – kPi + To – Pp
ó
σH = 3σh – Pi + To – Pp (omitir efecto poroelastico)

  • Para reabrir la fractura;

σH = 3σh – Pr – Pp

Donde:
σH = maximum horizontal stress, MPa
σh = minimum horizontal stress, MPa
Pi = fracture initiation pressure, MPa
Pp = pore pressure, MPa
Pr = fracture re-opening pressure, MPa
k = the poroelastic constant (≈1)
To = tensile strength, Mpa

La magnitud del esfuerzo horizontal mínimo Shmin se estima a partir del Leak off test (LOT) porque en definitiva es el Shmin el que gobierna la presión para reabrir una fractura existente cuya superficie es perpendicular a la orientación del S hmin

5.3- Mecanismo de Fracturación en las paredes del pozo

La fracturación de la formación ocurre cuando el stress en las paredes excede las fuerzas de tensión de la roca. La presión en este caso ejercida en las paredes por el lodo, es conocida como Iniciación de presión de fractura (FP1). Si la presión es rápidamente reducida estas se cierran nuevamente. Para reabrirlas la presión deberá incrementarse hasta (FP2), esta es más baja que la Iniciación de presión de fractura porque estas ya existían. FP2 es la Reopening fracture pressure. La fractura puede desarrollarse debajo de la zona de influencia del pozo. Esta estaría orientada perpendicularmente al mínimo componente del stress, si el lodo fluye al pozo y se cierra la presión de esta caería y la presión a la cual las fracturas se cierran nuevamente (FP3) es tomada y estimada como el mínimo stress in situ

Entonces podemos distinguir:

FP1 = Fracture initiation pressure

FP2 =Fracture reopening pressure

FP3 =Closing pressure

La inestabilidad del pozo es generalmente causada por una combinación de factores (Tabla1), que pueden clasificarse por su origen en:

tabla1

tabla1

  • Controlables
  • Incontrolables (naturales).

5.3.1- Factores incontrolables

  • Naturalmente fracturados o formaciones con fallas

Incluso si las piezas están unidas entre sí, los impactos de la BHA, debido a la perforación y vibraciones de la columna de perforación puede causar que la formación se derrumbe en el pozo. Este tipo de pega de la herramienta es particularmente inusual y, la tubería queda atascada durante la perforación. La Figura 53 muestra los posibles problemas como resultado de la perforación en un ambiente naturalmente fracturado o con un sistema de fallamiento. Este mecanismo puede ocurrir en zonas tectónicamente activas, en piedra caliza fracturada, y en la formación ya perforada. Las vibraciones de la herramienta tienen que ser reducidas al mínimo para ayudar a estabilizar estas formaciones. Problemas de colapso del pozo puede ser muy graves si los planos débiles de las estratificaciones se cruzan en un ángulo desfavorable. Estas fracturas en las lutitas pueden proporcionar una vía para el lodo de perforación o la invasión de un líquido que puede llevar con el tiempo a la degradación de la resistencia, ablandamiento y en última instancia, al colapso del pozo. La relación entre el tamaño del pozo y el espaciamiento de las fractura será importante en dichas formaciones.

Figura 52: Perforación a través de una formación naturalmente fracturada

Figura 53: Perforación a través de una formación naturalmente fracturada

  • Formaciones Tectónicamente con stress

  • Un sistema de fracturas naturales en la roca puede a menudo ser que se encuentran cerca de las fallas. Rocas cerca de fallas puede contribuir a dividir las rocas en grandes o pequeñas. Si están flojas pueden caer en el pozo y atascar la columna de perforación en el pozo.

La inestabilidad del pozo se produce cuando se perforan formaciones sometidas a grandes esfuerzos y, si existe una diferencia significativa entre la presión de estrés y la densidad del fluido de perforación.

El stress tectónico se acumula en zonas donde la roca se está comprimiendo o por estiramiento de la corteza de la tierra. La roca en estas áreas se plegaron por la presión del movimiento de las placas tectónicas.

Cuando se perfora un pozo en un área de alta actividad tectónica se hace hincapié en que la roca alrededor del pozo se colapsará en el pozo y producirá derrumbes astillados similares a los producidos por la lutita en exceso de presión (Figura 54). En el caso de la tensión tectónica, la presión hidrostática necesaria para estabilizar el pozo puede ser mucho mayor a la de fractura de presión de las demás formaciones expuestas. Este mecanismo por lo general se produce en o cerca de las regiones montañosas. La planificación para casos de estas formaciones debe ser realizado tan pronto como sea posible y mantener un peso adecuado del fluido de perforación, puede ayudar a estabilizar estas formaciones.

Figura 53: Perforación a través de una formación tectónicamente tensionada

Figura 54: Perforación a través de una formación tectónicamente tensionada

  • Alto stress in situ

El alto stress in situ hace hincapié, como puede ser en los alrededores de la minas de sal, fallas cercanas, o en el las extremidades interiores de los pliegues, esto puede dar lugar a la inestabilidad del pozo. Las concentraciones de estrés también puede ocurrir sobretodo en rocas duras como areniscas cuarzosas o conglomerados.

  • Formaciones Móbiles

Las formaciones móviles “aprietan” o comprimen al pozo porque está siendo comprimido por fuerzas de sobrecarga (overburden). Las formaciones móviles se comportan de una manera plástica, deformándose bajo presión. Los resultados de la deformación son una disminución en el tamaño del pozo, provocando problemas de funcionamiento de BHA, herramientas de registro y el revestimiento (Figura 55). Una deformación se produce porque el peso del lodo no es suficiente para evitar el deslizamiento (squeezing) de la formación (Bowes y Procter, 1997). Este mecanismo se produce normalmente cuando se perfora sal. Un fluido de perforación apropiado y un adecuado peso del fluido de perforación se requieren para ayudar a estabilizar estas formaciones.

Figura 54: Perforación a través de una formación móvil

Figura 55: Perforación a través de una formación móvil

  • Formaciones no consolidadas

Una formación no consolidada se derrumba en el pozo, porque es muy poco apretada con poca o ninguna vinculación entre las partículas, guijarros o cantos rodados. El colapso de formaciones se debe a la eliminación de la roca de apoyo cuando el pozo es perforado (Figura 56). Sucede en un pozo cuando hay poco, o ningún revoque está presente (mud cake). Arena o grava luego caen en el pozo y producen el atascamiento de la sarta de perforación. El efecto puede ser un aumento gradual en la resistencia a lo largo de varios metros, o puede ser súbita. Un revoque adecuado en las paredes del pozo se requiere para ayudar a estabilizar estas formaciones.

Figura 55: Perforación a través de una formación inconsolidada

Figura 56:Perforación a través de una formación inconsolidada

  • Lutitas normalmente sobre presionadas

Las lutitas normalmente sobrepresionadas son las que tienen una presión de poro natural mayor al gradiente de presión hidrostático. Las lutitas naturalmente sobrepresionadas más comúnmente son causadas por fenómenos geológicos, tales como sobrecompactación, por remoción de la sobrecarga y elevación de la estructura (Figura 57). Con peso de lodo insuficiente estas formaciones harán que el pozo se vuelva inestable y el colapso sea inevitable. Este mecanismo se presenta normalmente en ambientes con rápida secuencias deposicionales de lutita. Un tiempo corto de exposición del pozo y un peso de fluido de perforación adecuado puede ayudar a estabilizar estas formaciones

Figura 56: Perforación a través de una lutita naturalmente sobre presionada

Figura 57: Perforación a través de una lutita naturalmente sobre presionada

  • Lutitas con sobre presión inducida

El colapso inducido por exceso de presión en una lutita se produce cuando la lutita asume la presión hidrostática del pozo después de una serie de exposiciones a esa presión. Cuando esto no es seguido por un aumento, o en una reducción en la presión hidrostática del pozo, la lutita, que ahora tiene una mayor presión interna que el pozo, se derrumba de manera similar a la lutita expuesta de forma natural a sobre-presión (Figura 58). Este mecanismo ocurre normalmente con los fluidos de perforación base agua, después de una reducción en el peso del fluido de perforación o después de una larga exposición, tiempo durante el cual, el fluido de perforación se mantuvo sin cambios.

Figura 57: Perforación a través de una lutita sobre presionada inducida

Figura 58: Perforación a través de una lutita sobre presionada inducida

5.3.2- Factores controlables

  • Presión de fondo del pozo(densidad del lodo)

En función de la aplicación, ya sea la presión del fondo, la densidad del lodo o de la densidad equivalente de circulación (ECD), suele ser el factor determinante más importante si un pozo abierto, es estable (Figuras 59 60). La presión de soporte ofrecida por la estática o presión dinámica de fluidos durante la perforación, determinará la presencia de concentración estrés en las proximidades del pozo.

Esto porque la falla de la roca depende, de la tensión efectiva y las consecuencias para la estabilidad depende en gran medida de la rapidez con que la presión del líquido penetra en la pared del pozo. Esto no quiere decir sin embargo, que un lodo de alta densidad o presiones de fondo de pozo (bottom hole pressure) siempre sean óptimas para evitar la inestabilidad. La falta de un revoque efectivo en las paredes (mud cake), como en formaciones fracturadas, un aumento en la presión de fondo de pozo (bottom hole pressure) puede ser perjudicial para la estabilidad y tener otras consecuencias, por ejemplo, el daño de formación, pega de la herramienta por presión diferencial, propiedades del lodo, o hidráulica.

Figura 58: Efecto del peso del lodo sobre el pozo

Figura 59: Efecto del peso del lodo sobre el pozo

  • Inclinación y acimut

La inclinación y orientación azimutal de un pozo con respecto a las principales tensiones in-situ pueden ser un importante factor que afecta el riesgo de colapso y/o fractura producidas (Figura 60). Esto es particularmente cierto para la estimación de la presión de fracturas en áreas tectónicamente tensionadas (stressed) haciendo hincapié en las regiones donde hay una fuerte anisotropía de tensión.

Figura 59: Efecto de la profundidad y la inclinación en la estabilidad del pozo

Figura 60: Efecto de la profundidad y la inclinación en la estabilidad del pozo

  • Presiones de pozos transitorias

Las presiones del pozo transitorias, tales como los efectos de “surge and swab” durante la perforación, puede causar la ampliación del pozo. El desprendimiento de astillas por tracción puede ocurrir cuando la presión del pozo a través de un intervalo es rápidamente reducida por un efecto de swabbing producido por el movimiento de la herramienta. Si la formación tiene una resistencia a la tensión baja o se pre-fractura, el desequilibrio entre la presiones de poros en la roca y el pozo puede literalmente desprender astillas “cavings” de la pared. Presiones tipo “Surge” también pueden provocar un rápido aumento de las presiones de poro en la región vecina al área del pozo que a veces causa una pérdida inmediata de la resistencia de la roca que puede conducir al colapso.

  • Interacción química y física del fluido-roca

Hay muchos fenómenos de interacción físico-químicas del fluido con la roca que modifican la región vecina al pozo, la resistencia de la roca o el estrés. Estos incluyen la hidratación, presión osmótica, la hinchazón “swelling”, el ablandamiento de la roca y cambios en la resistencia. La importancia de estos efectos dependen de una compleja interacción de muchos factores, incluyendo la naturaleza de la formación (mineralogía, rigidez, resistencia, composición del agua intersticial, temperatura), la presencia de revoque o barrera de permeabilidad está presente, la composición y propiedades químicas del fluido del pozo, y la magnitud de los daños cerca del pozo.

  • Vibraciones de la columna, durante la perforación

Las vibraciones de la sarta de perforación, pueden agrandar en algunas circunstancias los pozos. La óptima selección del conjunto de fondo (BHA) diseñado con respecto a la geometría del pozo, la inclinación, y las formaciones a perforar a veces puede eliminar este fenómeno que contribuye al potencial de colapso del pozo. Algunos, afirman que la erosión del pozo puede ser causado debido a una muy alta velocidad anular de circulación. Esto puede ser más importante en una formación naturalmente fracturada, y en sedimentos no consolidados o blandos. El problema puede ser difícil de diagnosticar y arreglar o fijar en posición inclinada o en un pozo horizontal donde las altas tasas de circulación son convenientes para asegurar una limpieza adecuada del pozo.

  • Temperatura del Fluido de Perforación

Las temperaturas de los fluidos de perforación y en cierta medida del fondo de pozo producen o pueden dar lugar a concentración térmica o la expansión y, en situaciones límite pueden ser perjudiciales para la estabilidad del pozo. La reducción de la temperatura del lodo causa una reducción en la concentración de tensión cerca del pozo, evitando así que las tensiones en la roca alcancen su fuerza limitante.

  • Indicadoresdela inestabilidaddel pozo

Una lista de los indicadores de la inestabilidad del pozo que son causados principalmente por el colapso del pozo o una convergencia durante la perforación, terminación o la producción de un pozo se muestra en la Tabla2. Se clasifican en dos grupos: directo e indirectas.

Los síntomas directos de inestabilidad incluyen observaciones del diámetro del pozo (overgauge or undergauge), tan fácilmente observados en los registros de caliper. Recortes de perforación (cavings) de la pared del pozo circulados a la superficie, y el llenado del pozo después de una maniobra, pueden confirmar que los procesos de desprendimiento ocurren en el pozo. Grandes volúmenes de cortes y / o derrumbes, en exceso del volumen de roca que se han perforado en un pozo, pueden dar testimonio de la ampliación del mismo. Siempre y cuando el gradiente de fractura no se haya excedido y formaciones naturalmente fracturadas no hayan sido perforadas, la exigencia de un volumen de cemento por encima del volumen del pozo perforado calculado es también una indicación directa de que la ampliación se ha producido.

tabla2

tabla2

  • Diagnóstico de los mecanismos de la inestabilidad del pozo

En el diagnóstico del pozo, cuatro son los más importantes mecanismos de inestabilidad. Tres de ellos son mecánicos(rupturas, fracturas naturales estrechamente espaciadas con planos débiles, y fracturas inducidas por la perforación). El otro es de origen químico(actividad química).

  • Stress del Pozo – el desarrollo de modelos

Antes de describir la variedad de modelos predictivos que están disponibles para evaluar la estabilidad del pozo es necesario para definir que constituye la ˝falla˝ de un pozo. Claramente, el desprendimiento o la erosión de las cantidades manejables de roca de la pared del pozo no implican necesariamente que el pozo haya fallado. Siempre que se proporcione una cantidad suficiente de energía hidráulica que esté disponible para circular derrumbes (cavings) fuera del pozo, no se puede afirmar que la ampliación del mismo, ha afectado a la capacidad del pozo para servir a su función de ingeniería que es acceder a hidrocarburos del subsuelo.

Antes de que un pozo se perfore la roca se encuentra en un estado de equilibrio. Las tensiones en la tierra en estas condiciones, (σv, σH, σh o in-situ stress. Cuando el pozo está perforado, las tensiones de la roca en las proximidades del pozo se redistribuyen sustituyéndose por la presión hidráulica de el lodo. Las tensiones se pueden resolver en una posición vertical o estrés sobrecarga (overburden stress)σv, y dos stress horizontales, σH(el máximo esfuerzo horizontal in-situ), y σh(el mínimo esfuerzo horizontal in-situ), que son generalmente desiguales (Figura 61).

Figura 60: Gráfico In situ stress

Figura 61: Gráfico In situ stress

Si el estado de redistribución del estrés excede la resistencia (strength), ya sea en tracción o compresión, entonces, puede dar lugar a la inestabilidad del pozo. La figura 62 muestra el pozo después de las tensiones producidas por una perforación.

Estos son descritos como tensión radial σr, stress tangencial σt, y axial σa. El stress radial actúa en todas las direcciones perpendiculares a la pared del pozo, la tensión tangencial circunda o rodea el pozo, y la tensión axial actúa paralelo al eje del pozo.

Figura 61: Gráfico Stress en el pozo

Figura 62: Gráfico Stress en el pozo

La distribución de los esfuerzos locales en torno a un pozo es controladopor efectos mecánicos(“in-situstress), químicos, térmicos e hidráulicos. El sistema de referencia de coordenadas utilizado para calcular la distribución de tensiones en torno aun pozo, gobernada por la tensión in-situ y efectos hidráulicos, se muestra en la Figura63.

Figura 62: Sistema de coordenadas del stress

Figura 63: Sistema de coordenadas del stress

Las tensiones locales inducidas por el estrés in-situ y los efectos hidráulicos en la pared del pozo(r =rw), para un pozo vertical son descritas a continuación

tensiones1

De acuerdo a las ecuaciones anteriores se puede concluir que la tensión radial σr depende de la presión del pozo op eso del lodo. La tensión tangencial σt dependeσx, σy, pw yθ. El stress del pozo disminuye rápidamente desde la pared del pozo hasta un sitio donde la roca se encuentra en un estado no perturbado. Las tensiones locales inducidas por el estrés in-situ y efectos hidráulicos en la pared del pozo(r =rw), para pozos desviados y pozos horizontales, se puede expresar por la ecuación. 2:

tensiones2

El stress local en la pared del pozo(r =rw) inducido por efectos químicos y térmicos se puede expresar de la siguiente manera (Eq.3):

tensiones3

De la ecuación 3, se observa que la presión de poro y los perfiles de temperatura son necesarios para calcular la distribución de tensiones alrededor de un pozo derivados de efectos químicos y térmicos. El perfil de presión de poro se ve alterado por el agua y los movimientos de iones dentro y fuera de la lutita por agentes químicos e hidráulicos, y el potencial eléctrico. Con el fin de evaluar el potencial de la estabilidad del pozo un modelo constitutivo realista debe ser utilizado para calcular las tensiones alrededor del pozo. El estrés y las tensiones calculadas a continuación, debe ser comparado con un criterio de falla.

5.4- Conceptos de Tensión – (Stress Concepts)

A diferencia de los líquidos, los cuales pueden oponerse a cargas iguales en todas direcciones (distribución isotrópica), los sólidos pueden soportar cargas diferentes en una gran variedad de direcciones.

Cuando un sólido está sujeto a fuerzas externas (por ejemplo, a fuerzas ejercidas en un testigo de roca), este reacciona redistribuyendo internamente las fuerzas, llamadas estreses.

Esto difiere de dos importantes maneras comparado con los líquidos. Difiere en su dirección espacial: para un stress dado, puede tener cualquier orientación. Hay dos tipos. Estos difieren de acuerdo a como es aplicada la carga. Si la carga es aplicada perpendicularmente a la superficie en cuestión, el stress será normal, puede ser compresivo o de tensión. Las cargas tangenciales para una superficie dada producen lo que es conocido como tensión de cizalla (shear stress).

Los trabajos de campo en esfuerzos de stress aplicados a la roca a menudo asumen un modelo simplificado para minimizar los cálculos necesarios. Este modelo asume que en cualquier punto de la roca, existen tres planos, estos de orientación desconocida, pero interceptándose en ángulo recto, y sujetos solamente a stress normal. Para una roca dada, estos son llamados “stress” principales probablemente difiriendo el valor uno del otro. La combinación de la gravedad más la tectónica tiende a orientar el stress principal en uno vertical (σz) y dos horizontales (σx,y) (Figura 64).

Figura 63: Orientación de fractura

Figura 64: Orientación de fractura

La actual orientación del componente del stress varía, pero generalmente uno de estos aproximadamente corresponde al componente vertical. El modelo además asume que el valor del stress vertical es igual a la presión de sobrecarga (overburden pressure).

En un área tectónica “distendida” el stress principal menor es el componente horizontal. La importancia de esto es que el stress principal menor, y la presión de fluido de la formación, controlan la cantidad de presión necesaria para abrir fracturas en la formación. Si por ejemplo la presión del lodo excede la presión del fluido de formación más el stress principal menor, ocurrirán fracturas y pérdidas de circulación.

Las rocas de la corteza terrestre están sometidas permanentemente a fuerzas o perturbaciones. Éstas pueden variar considerablemente según que las rocas estén sometidas a una compresión, una distensión, a movimientos verticales o estén en reposo en una placa no deformada. Si consideramos en la corteza una pequeña porción de superficie S, rodeando a un punto M y sometida a una fuerza F. se llama esfuerzo en M al límite de la relación σ= dF/dS

cubo stress

Se pueden producir dos casos:

El esfuerzo permanece constante cualquiera sea la orientación de S. Entonces se tiene un esfuerzo llamado hidrostático, ya que es el que se encuentra en los líquidos

El esfuerzo varía en magnitud y en dirección cuando la orientación de S varía. Al punto M le corresponde entonces diferentes valores de σ , es decir un haz de esfuerzos.

Cuando la roca es homogénea y continua, el lugar del extremo del vector que parte de M y que tiene a σ por longitud y a dF por dirección es un elipsoide, llamado elipsoide de esfuerzos, cuyos ejes son σ1, σ2 y σ3, denominados, direcciones de esfuerzo principal, esfuerzo intermedio y esfuerzo mínimo. Se tiene entonces un esfuerzo triaxial Figura 65.

Figura 64: Representación de un esfuerzo isótropo (esfera) y triaxial (elipsoide)

Figura 65: Representación de un esfuerzo isótropo (esfera) y triaxial (elipsoide)

Existen dos comportamientos completamente distintos que pueden presentar las rocas durante una deformación: comportamiento elástico y comportamiento plástico. Figura 66

En el comportamiento elástico, la deformación es proporcional al esfuerzo aplicado y es enteramente recuperable (si finalizara el esfuerzo, la roca adquiriría su forma original). Se diferencian dos subtipos:

  • El comportamiento hookeano, en el cual la recuperación es instantánea.

  • El comportamiento elástico-viscoso, en el que la recuperación es retardada.

En el comportamiento plástico, la deformación no es proporcional al esfuerzo, sino al tiempo; al contrario que en el otro tipo de comportamiento, la deformación no es totalmente recuperable, sino que es permanente.

Figura 65: Diagrama de deformación de un cuerpo

Figura 66: Diagrama de deformación de un cuerpo

Los factores que influyen en el comportamiento de las rocas son:

Litología: el comportamiento de cada material será diferente al resto, independientemente de las condiciones en que se encuentre.

Temperatura: rebaja el esfuerzo necesario para alcanzar una cierta deformación (disminuye el campo elástico) o llegar a la rotura, y aumenta la deformación plástica pre rotura; en casos de temperaturas elevadas el material puede no romperse nunca (comportamiento dúctil).

Presión confinante: aumenta el campo elástico y el límite de plasticidad, aumenta el esfuerzo necesario para la rotura, y aumenta la deformación pre-rotura (el campo plástico) de modo que a grandes presiones las rocas tienden a comportarse muy ductilmente.

Tiempo de deformación: esfuerzos pequeños inferiores al límite de plasticidad (esfuerzo de cesión) pueden dar lugar a deformaciones permanentes considerables si se aplican durante largo tiempo.

Velocidad de deformación: a mayor velocidad de deformación la roca se comporta más resistentemente, aumentando su límite de plasticidad (de cesión) y su esfuerzo de rotura.

Presión de fluidos: rebaja el esfuerzo necesario para alcanzar una cierta deformación o llegar a la rotura.

Si durante la deformación domina un comportamiento elástico o si se llega a la rotura con poca o ninguna deformación, se dice que el material es un material frágil. Tiene, pues, una escasa (o nula) capacidad para fluir. A las rocas con este comportamiento se las denomina rocas competentes.

Si por el contrario, durante la deformación domina un comportamiento plástico o si se llega a la rotura con mucha deformación, se dice que el material es un material dúctil, y que tiene capacidad para fluir. A las rocas con este comportamiento se las denomina rocas incompetentes.

5.5- Estimación de la presión de fractura

Con la perforación ahora extendiéndose a las aguas profundas y las altas latitudes, los costos de estos pozos se están volviendo extremadamente altos. La perforación profunda en zonas de pobre control geológico puede ser extremadamente peligrosa y costosa por falta de información adecuada en el cálculo de la presión de poro y la presión de fractura.

Si se encuentran presiones de poros anormalmente altas, será necesario bajar un revestimiento (casing), y si la zona de presión es baja en relación a la profundidad del pozo, la terminación de éste puede estar en peligro

De gran importancia en estos pozos es una evaluación precisa del Kick tolerance. Para lograr esto, es necesario el conocimiento de las presiones de fractura en cualquier profundidad del pozo. La predicción de presiones de fractura en la costa del Golfo y otras áreas que han sido ampliamente perforados se realiza mediante fórmulas empíricas. Esto sólo pueden ser aplicado con confianza en otras áreas de similitud geológica y régimen tectónico, donde la intensa perforación permitió la utilización de constantes empíricas. Sin embargo, ante la ausencia de cualquier método las presiones de fractura se pueden predecir en áreas desconocidas y ha requerido el uso de las fórmulas empíricas, con el resultado general que las presiones de fractura reales pueden ser muy diferente de las presiones calculadas. Esto se debe a la aplicación de las constantes derivadas empíricamente (por lo general representa la”relación de tensión ” stress ratio), que no están relacionados con el área a perforar.

La información precisa sobre el stress principal in-situ destacada es vital para la solución del problema de presión de fractura. Ninguna de las fórmulas empíricas pueden predecir con precisión las tensiones en regiones localizadas.

Una de las hipótesis que se propuso tenía la capacidad para resolver y extrapolar los principales esfuerzos locales, con posterioridad a la primera prueba de la fractura en formación. La palabra “compacto” se puede definir como el punto en el que el sedimento puede transmitir una tensión aplicada a través de los contactos entre los granos. Junto con otros datos pertinentes los datos calculados en el rango de un pozo “wildcat”(gradientes de sobrecarga y presiones de poro), presión de fractura podría ser obtenido en cualquier punto dentro del pozo perforado. Los datos de Kick Tolerance se vuelven más realistas cuando se basan en cálculos de presión fractura para un pozo específico, así que cuando se encuentran condiciones anormales, las posibilidades de completar el pozo es mayor que si se deposita la confianza en las fórmulas que contienen una relación empírica constantes.

Con el fin de fracturar hidráulicamente la formación, es necesario superar la tensión de compresión mínima. Las fórmulas generales describen la tensión mínima compresiva horizontal en función de la efectiva sobrecarga de presión, lo que es empíricamente derivado de:

F = (σ3 + P)

donde:

F = Presión de fractura

P = Presión poral

σ3 = mínima tensión eficaz de compresión

y

σ3 = K(S – P)

K = empírico “stress ratio” constante

S = overburden pressure
Pozos de petróleo o gas natural perforado en una zona no conocida.

Como se ha señalado anteriormente la presión de sobrecarga se obtiene mediante la integración de densidad (obtenido del bulk density) con respecto a la profundidad:

overb

donde:

g = aceleración de la gravedad

ρ = densidad

z = profundidad

El stress in-situ puede ser calculado de

sigma3

donde:

σt = stress tectónico horizontal

σ1 = stress compresivo efectivo máximo

μ= Poisson’s ratio

entonces:

sigma1

beta

Subsurface Stress States (Estados de tensión bajo la superficie)

Effective Stresses (Tensión efectiva).

El concepto de tensiones efectivas se introdujo por primera vez por Terzaghi en 1923 y posteriormente ha sido utilizado ampliamente en aplicaciones mecánicas.

Básicamente, una tensión hidrostática (P) de un fluido dentro del poro no tiene influencia en deformación, la cual es controlada por las tensiones efectivas. Esta tensión hidrostática es una tensión neutral, que actúa en todas direcciones y en la misma magnitud. Este estrés se considera que existe tanto en el sólido y el líquido, por lo que las tensiones efectivas surgen exclusivamente del esqueleto sólido. Estudios principales sobre la deformación de las rocas (Handin et al,1963) han demostrado que el fracturamiento es controlado por las tensiones efectivas.

vertical stress

donde:

σ 1 – σ 2 – σ 3 = principal máximo, intermedio y stress (tensión) compresiva mínima

P = pore pressure

σ’ 1 – σ’2 – σ’3 = principal compressive effective stress (tensión)

Para aplicar este concepto, hay que suponer que la permeabilidad es suficiente para permitir el movimiento del líquido y que el fluido intersticial es inerte, de modo que los efectos son puramente mecánicos.

Para ilustrar el efecto de la presión de poros en el esfuerzo vertical, asumir que la sobrecarga de presión a 10.000pies es 9500psi, y la presión de poro es 4671 psi.

La tensión vertical efectiva es entonces 9500 – 4671 = 4829psi. Si la presión de poro a 10.000pies fue 8,304psi, entonces la tensión vertical efectiva es sólo de 1.196psi.

5.5.1- Stress Teórico Subsuelo

Hay dos escuelas principales de pensamiento sobre la situación de tensión dentro de la corteza terrestre:

El estado de estrés (tensión) es hidrostático – las tres tensiones principales son iguales.

Los principales esfuerzos horizontales son una función de la tensión efectiva vertical y la relación de Poisson.

La primera hipótesis es generalmente llamada Estado de Heim y fue descrito por Anderson (1942) como el “estado normal”. Dijo que el stress en la roca tienden a ser iguales debido a su capacidad de fluir, causando que cualquier diferencia en el estrés se alivia con el tiempo.

La segunda hipótesis describe el estado de estrés de un modo elástico, como un estrato plano que es limitado lateralmente. Si el peso de los estratos suprayacentes es la única fuente de estrés, y el alargamiento en las direcciones horizontales son iguales a cero, entonces la relación

sigmaH

σH y σ’1 representan los componentes de estrés efectivo a la horizontal y vertical y μ es el coeficiente de Poisson.

Si, por ejemplo, la relación de Poisson para un tipo de roca en particular es de 0,25 entonces el estress horizontal sería una tercera parte de la tensión vertical, siempre y cuando las condiciones teóricas se cumplieran.

Común a ambas discusiones teóricas son:

1) la hipótesis de que el estrés total principal es vertical e igual al peso por unidad de área de las rocas suprayacentes.

2) la tensión normal total horizontal es la misma en cualquier dirección en el plano principal horizontal. La idea de que el estado de estrés (tensión) en la corteza no es hidrostático es ilustrado por el número de estructuras y procesos de deformación que requieren estados desiguales de estrés para su formación. Jeffreys(1952) sugiere que el estrés se produce con diferencias significativas dentro de los primeros 50 kilómetros de la corteza terrestre debido a la existencia de montañas y los océanos profundos.

La ocurrencia de estructuras a gran escala, tales como fosas, zonas de cizalla, dique enjambres, los pliegues, y fallas sugieren, que no sólo hubo grandes diferencias de estrés en el pasado, pero se hace hincapié que todavía están en un estado de cambio, como lo sugiere la ocurrencia de terremotos.

Por otra parte, el fallamiento y plegamiento para que se produzca, el estrés horizontal superpuesto debe ocurrir en una orientación particular, en el plano horizontal. Si existe, sería una tensión tectónica, y también debería aumentar de manera uniforme con la profundidad (si se asume que los estratos son isótropos y elásticos). La tensión horizontal puede ser mínima cuando no hay tensión tectónica, tal que:

sigma3a

donde σ3 es la tensión eficaz horizontal mínima principal, σ’1 es la tensión principal máxima efectiva, que es igual a la presión efectiva de las rocas suprayacentes, y μ es el coeficiente de Poisson para el tipo de roca en particular.

La mayor magnitud que los esfuerzos horizontales efectivos pueden alcanzar es aproximadamente tres veces la tensión vertical efectiva, momento en el que la falla o quiebre se produce en forma de fallas inversas (Hubbert, 1951).

Los esfuerzos tectónicas horizontales superpuestos, σt, pueden variar entre los límites:

0 tension

Donde σ1′ se calcula restando la presión de poros del total peso de los estratos suprayacentes, se puede calcular para cualquier punto del pozo perforado. Los esfuerzos horizontales superpuestos, si están presentes, se incrementarán de manera uniforme con la profundidad, o con σ1′. Por lo tanto, puede suponerse que la relación σt1´se mantiene constante.

Idealmente, la relación de Poisson para el tipo de roca que está siendo perforada debe ser conocida en ese momento, pero esto no es posible. Sin embargo, la relación de Poisson ha sido medida experimentalmente para muchos tipos de rocas y muestra que es única para una litología en particular. La relación de Poisson no se puede medir para todas y cada tipo de roca, pero si es posible dividir en tipos litológicos en un grupo que pueden ser descrita por un coeficiente de Poisson, entonces existe un medio por el cual los resultados experimentales, se pueden aplicar in situ a los mismos tipos de litología.

Para poder describir el esfuerzo horizontal mínimo, es necesario medir la magnitud de los esfuerzos tectónicos superpuestos σt. Esto puede ser logrado por una prueba de fractura. Por lo tanto, después que σt ha sido determinado, el estado total de esfuerzo mínimo horizontal se puede extrapolar a cualquier punto del orificio perforado.

5.5.2- Zero Tensile Strength Concept (Concepto Cero Resistencia a la tracción)

La estimación precisa de la actual resistencia a la tracción en los sedimentos del subsuelo es probablemente imposible. A través de discontinuidades naturales la fuerza de tracción es efectivamente cero. Sin embargo, la aparición de juntas abiertas o fisuras es generalmente muy rara y se limita a una zona determinada o litología específica. Las grietas en los sedimentos se pueden formar durante la compactación y procesos diagenéticos como consecuencia de las diferencias de tensiones muy localizadas. Las microfisuras también se forman por el proceso de perforación y la liberación de la tensiones resultantes en las paredes del pozo. Las grietas que se mantienen cerradas por las tensiones “in-situ” de compresión que requieren una presión dentro del pozo igual al esfuerzo de compresión, de modo que la presión de retención del cierre de grieta se reduce a cero. Cualquier aumento de la presión en el pozo debe permitir la entrada de líquido en la grieta para que la presión se transmita a ambos lados.

Este fenómeno puede ilustrarse considerando una perforación cilíndrica perfecta, dentro de un medio elástico, en el que una grieta se extiende a la pared del agujero. Tras la aplicación de una tensión dentro de la perforación que es ligeramente mayor que la tensión actuando normal a la fisura, un esfuerzo de tracción se desarrolla en el extremo de la grieta que se acerca a una magnitud infinita, como se ilustra en la Figura 67 (Hubbert y Willis, 1957).

Figura 66: Diagrama Stress de tensión

Figura 67: Diagrama Stress de tensión

La presión de rotura mínima(F) dentro de la perforación para mantener abierta y ampliación de una fractura existente, es ligeramente superior al esfuerzo horizontal regional normal al plano de la fractura:

f tension

Donde P = Pore pressure

El plano, a lo largo del cual una fractura se comenzará a formar será el plano a través del cual el esfuerzo de compresión es mínimo, y por lo tanto primero se reducirá a cero con el aumento de la presión en el pozo. En el caso donde el esfuerzo de compresión horizontal es inferior a la tensión de compresión vertical, este plano será vertical, si los esfuerzos horizontales son mayores que la tensión vertical, el plano sería horizontal.

5.5.2.1- Método

Todos los datos necesarios para estimar las presiones de fractura se pueden obtener de la interpretación del test de fractura en una formación compacta, parámetros que normalmente se miden o se calculan en la perforación de pozos, y los típicos valores para el coeficiente de Poisson. Los valores de la relación de Poisson (que se muestra en la Figura 68), se obtuvieron de las pruebas sónicas (Weurker, 1963). La relación de Poisson no es medida directamente, pero se calcula a partir del módulo de elasticidad y módulo de rigidez.

poisson forml

La relación calculada es un resultado dinámico y puede diferir de las propiedades estática y elástica. Esto se puede explicar señalando que los resultados dinámicos que difieren notablemente de los resultados estáticos son indicativos de zonas de debilidad y anisotropía. Estas relaciones dinámicas deben ser más realistas cuando se intenta determinar esfuerzos horizontales en profundidad, en lugar de relaciones estáticas de Poisson determinadas en muestras cuidadosamente seleccionadas y preparadas. Cada tipo de roca (sobre todo in-situ) tiene su propia y única relación de Poisson (y otras propiedades mecánicas).

Así, los valores tabulados se presentan sólo como una guía aproximada; sin embargo, deben servir para proporcionar estimaciones razonables. Cuando dos o más minerales están mezclados (es decir, arcilla arenosa, arena arcillosa), la matriz de que forma el tipo de roca debe ser determinado. Si la litología es una arena con granos en contacto unos con otros, y la arcilla es la matriz (el contenido de arcilla es menos del 30%), la relación de Poisson depende del tipo de arena. Si el contenido de arcilla es mayor del 30%, de modo que los granos de arena no están en contacto, pero se apoya en la arcilla de la matriz, entonces la relación de Poisson depende de la arcilla tipo.

Figura 67: Poisson ratio para diferentes litologias

Figura 67: Poisson ratio para diferentes litologias

Del mismo modo, si una arcilla es muy calcárea (superior al 50%), el carbonato contenido puede tener un efecto significativo sobre las propiedades mecánicas, por lo que se debe utilizar la relación de Poisson para la caliza arcillosa. Más del 80% contenido de carbonatos en una pizarra, o más bien 20% de arcilla en una litología de calizas indica que la gradación ha progresado fundamentalmente de shale a una fina caliza. Un cuidadoso análisis y la interpretación de los recortes y los registros deben proporcionar una base sólida para la correcta selección de la relación de Poisson. El intervalo en el pozo más débil será el que tiene la menor presión de poro y el más bajo coeficiente de Poisson. Una baja presión de poro en una zona que tiene una relación de Poisson mayor puede tener una presión de fractura más alta que otra zona que tiene una presión de poros mayor y menor coeficiente de Poisson. Las presiones fractura calculada en los cambios en la litología y presiones de poros mostrarán el intervalo más débil en el pozo.

El resultado del test de fractura en una formación compacta se utiliza para calcular la relación de tensiones efectiva de la tensión tectónica superpuesta, si existe:

sigmat

σt siendo directamente proporcional a σ1, proporcionando que los estratos permanecerán cerca de la estructura horizontal y la cuenca no cambia significativamente con la de profundidad. Entonces:

beta1

donde β define la relación del estrés de σt a σ’1, y se mantiene constante con de profundidad, y luego como σ’1 es conocido en cualquier punto dentro del pozo.

sigma1prima.png(1)

donde S y P son la presión de la sobrecarga y la presión de poro respectivamente:

sigmat1(2)

La presión de sobrecarga debe determinarse con precisión a partir de un registro de densidad o de la medición del bulk density de un test de fractura. Es particularmente importante en las áreas inexploradas “wildcats well” en pozos a perforar en el mar tener en cuenta el espacio de aire y la profundidad del agua en el cálculo de gradientes de sobrecarga (Christman, 1973). Presiones de poro se puede calcular de forma fiable con el d exponente, relaciones de densidad lodo y de gas y los registros sónicos.
La precisión de los parámetros cuando se obtiene σt del test de fractura es de primordial consideración, ya que cualquier error importante en este punto interpretará presiones de fractura inexactas con la profundidad.
Dado que el stress efectivo se ha determinado, las presiones de fractura se pueden calcular cuando el pozo avanza, y como los cambios en la litología (coeficiente de Poisson), la presión de poro y la presión sobrecarga ocurren:

f tension(3)

Entre los registro corridos, el gradiente de sobrecarga deben ser extrapolados con un grado razonable de precisión mediante el trazado de la presión de sobrecarga con la profundidad (Figura 69). Se verá que la relación es aproximadamente lineal, con excepción para la parte superior de la curva que se ve afectada por la profundidad del agua, sedimentos sin compactar y el espacio de aire.

La extrapolación lineal de la tendencia se puede alcanzar con certeza, siempre que el gradiente de sobrecarga de la parte superior obtenidos de los registros o las densidades de los recortes fuesen exactos. Puede ser que una corrección de la tendencia extrapolada sea necesaria después que se corre un registro posterior, o se actualice continuamente, a partir de mediciones de densidad de los recortes.

Figura 68: Curva típca del overburden

Figura 69: Curva típca del overburden

Un gráfico continuo y en tiempo real de las presiones de fractura calculada con la profundidad es por lo tanto posible, proporcionando distintos ratios de Poisson que se pueden adecuadamente determinar a partir de recortes de perforación. Si se encuentran litologías complejas o interrelacionadas, la asignación de una única relación de Poisson no será inmediatamente evidente. Si ocurren varias litologías en la misma muestra, el que tiene la menor relación de Poisson debe utilizarse hasta que la confirmación sea obtenida de los registros. Si el gradiente de presión de poro se mantiene constante con la profundidad, entonces el σt, σ´1 y σH (con litología constante) los gradientes son constantes. Las variaciones de presión de poros provocan cambios significativos en todos los gradientes de tensión.

Un problema que se pueden encontrar al utilizar este método en el campo, es con el personal que efectúa la evaluación, y que el mismo esté familiarizado con el método de Eaton. Será necesario explicar a este personal la diferencia en el valor de la relación de Poisson utilizados en cada método. Esto se puede hacer mediante la sustitución en las ecuaciones (ecuación 1 y la ecuación 2) en la ecuación 3 y dividiendo por la profundidad vertical para obtener gradientes, obteniendo así la ecuación en la forma:

F D(4)

Que es comparable con el método de Eaton.

F D Eaton.png(5)

donde:

μ=litología depende la relación de Poisson

μe=empíricamente derivados de Eaton relación de Poisson

Es obvio que estas dos cantidades son diferentes y no se pueden utilizar indistintamente. La relación de Poisson Eaton estará en función de la verdadera relación de Poisson y la relación de tensiones regionales.

U e

Hay que explicar que el método utiliza en la relación de Poisson valores que sólo dependen de la litología y relación de tensiones regionales que se determinan para un pozo y cuenca particular. A diferencia del derivado empíricamente por Eaton, la relación de Poisson para una determinada litología no incluye un componente de la tensión regional y no variará con la profundidad o entre diferentes cuencas.

Ejemplo

Para un pozo off-shore, se ha perforado el pozo piloto 12¼-inch a 1500 pies. La profundidad del agua es de 200 pies, y RKB al nivel del mar es de 100 pies. Todo la secuencia es de arcillas blandas, no consolidadas. Después de la perforación, el pozo se abre a 26 pulgadas, y se cementa un revestimiento de 20 pulgadas a 1460 pies. Después se perfora el zapato, el rat hole se limpia, se realiza una circulación de lodo completo antes de retirar la broca hasta la zapata, el preventor anular se cierra y una prueba de fractura se realiza. La factura se produjo a 14.3 lb / gal EQMW. El análisis de los datos indicó que el resultado de la prueba es normal. El gradiente de equilibrio de formación fue de 8,6 lb / gal y el gradiente calculado de sobrecarga a 1460 ft fue de 14,1 pies lb / gal. La relación de Poisson para la arcilla húmeda estaría cerca de 0,5. Por lo tanto:

f tension.png

donde:

σt = 0 (the rock is effectively water-supported)

σ´1 = (14.1 – 8.6) = 5.5 μ = 0.5 P = 8.6 previsto F = 14.1 lb/gal.

Ninguna de las fractura serían horizontales.

Ejemplo 2

A 3300 pies, un revestimiento de 13⅜-inch se cementa a 3270 pies. El gradiente de balance de la formación es 8,6 lb/ gal, el gradiente sobrecarga a 3270 pies es 16,4 lb/gal, y la litología en los 30 pies de pozo abierto es arcilla con un arenisca a 3.290 pies. La arenisca es de grano grueso y bien seleccionados. La de relación de Poisson para esta arena es de 0,05. Suponiendo que no hay esfuerzos tectónicos (es decir, σt = 0), entonces la presión de fractura prevista sería de:

F calculo

la presión real de fractura fue 1,911psi, indica que una tensión tectónica está presente. σt Se encuentra en:

Sigma calculo

Este valor de σt 372psi, indica que la tensión tectónica es aparente. Con el fin de estimar la presión de fractura con la profundidad, la relación σt/σ1 deberá ser encontrada:

Beta calculo

5.6- Circulo de Mohr

Las relaciones entre el deformación (stress) y la ruptura de muchas rocas puede ser
determinada gráficamente por círculos de deformación (Stress Mohr circles).

El círculo de Mohr es generalmente utilizado para representar un estado de esfuerzos de la roca sobre un plano.

Si consideramos la posibilidad de un plano imaginario a través de una muestra de roca dentro de una cámara compresión triaxial (Figura 70). La presión de confinamiento σ3 es aplicada y la carga longitudinal σ1 se incrementa hasta que se produzca el fallo. La representación de Mohr–Coulomb permite graficar de manera sencilla los esfuerzos normales σn y de corte τ que actúan sobre un plano orientado con un ángulo β, resultado de los estados principales Sv y Sh

Figura 70bis : Representación roca dentro de una cámara compresión triaxial

Figura 70

Si continuamos aplicando carga a la muestra roca, hará que esta se deforme a través de microfisuras, y si se aplica más carga, se extenderán y en última instancia, se unen para formar un plano de macro-debilidad (plano de corte) a lo largo de la que se producirá la rotura.
En el pico de carga, las condiciones de stress son: σ1 = F / A y σ3 = p, donde F es la carga más alta que soporta paralelo al eje cilíndrico, y p es la presión en el medio de confinamiento.
La tensión normal a la falla o plano de la grieta, σn, viene dado por:

σn = ½ (σ1 + σ3) + ½ (σ1 – σ3) cos 2 ϴ

La tensión de cizallamiento (shear stress) paralelo al plano de fractura, τ, está dada por:

τ = ½ (σ1 – σ3) sin 2 ϴ

donde ϴ es el ángulo entre el plano de falla y la dirección del esfuerzo principal mínimo σ3. Una vez más, la falla o la ruptura es causada por una combinación crítica tanto de corte y de tensiones normales.
Este estado puede ser representado por un punto en el plano de τ Vs. σn, conocido como Diagrama de Mohr.

La figura 71 en esta representación, el eje X muestra los esfuerzos normales y el eje Y los esfuerzos de corte que actúan en un plano de la roca. El círculo rojo representa, para cualquier plano orientado con un ángulo β, los diferentes valores del esfuerzo normal y de corte, en función de los esfuerzos principales, Sv y Sh .
Puesto que un aumento de la presión de confinamiento, normalmente, aumentará la resistencia de la muestra de roca (por ejemplo, tanto como la tensión normal σn aumenta, la tensión τ de cizalladura aumenta), realizar varios ensayos triaxiales con el aumento de presiones de confinamiento dará lugar a varios círculos de Mohr; cada prueba debe ejecutarse hasta que se produzca la rotura.

Figura 71bis: diag mohr

Figura 71: Diagrama de Mohr

La figura 72 es un diagrama de Mohr para cinco carreras con diferentes tensiones. En el primer experimento, la presión de confinamiento era atmosférica. Cada círculo corta el eje horizontal en dos lugares. En cada experimento, la intersección de la izquierda es la presión de confinamiento, mientras que la intersección de la derecha es el esfuerzo de compresión que causa la ruptura.
Los círculos muestran que a medida que se incrementa la presión de confinamiento, el esfuerzo (stress), así como la diferencia de la tensión (σ1-σ3) se debe incrementar para producir la rotura.
Una línea tangente trazada a los círculos se conoce como “envolvente de Mohr.” Las tensiones que caen dentro de la envoltura están por debajo del punto de falla, mientras que fuera de la envolvente las tensiones van a provocar un fallo.

Esta es utilizada frecuentemente para predecir una ventana operativa de la densidad del fluido de perforación. Fig 73.

Figura 72bis: Diagrama de Mohr para cinco carreras con diferentes tensiones

Figura 72: Diagrama de Mohr para cinco carreras con diferentes tensione

Figura 73bis: Gráfico Envolvente de Mohr

Figura 73: Envolvente de Mohr

El ángulo que esta línea de la envolvente hace con el eje horizontal del diagrama (σn) es el ángulo defricción interna. La intersección de la línea envolvente con el eje vertical, τo, es la fuerza de cohesión de la roca.

La evaluación de los resultados obtenidos a partir de círculo de estrés de Mohr (Stress Mohr circle) normalmente sigue la validez de la ley de Coulomb, que determina la tensión de corte máxima (shear stress) a la que se producirá la ruptura a lo largo de un plano de debilidad en una muestra de roca. Esta ley se puede expresar como:

Τ = τo + σn tan ϴf

El ángulo que la fractura en teoría debería hacer con la mayor tensión principal, σ1, se obtiene a partir de:

ϴ = 45 – 0.5 ϴf

5.7- Principios de evaluación del Gradiente de Fractura

La evaluación del Gradiente de Fractura involucra la evaluación de S3 (el mínimo componente del stress in situ). Como ya se conoce la deformación y fractura de la roca está controlado por el stress efectivo σ, teóricamente definido como la diferencia entre el Stress Total S y la Presión de Poros P

σ = S – P

En este caso el stress mínimo efectivo puede por lo tanto ser definido como

σ3 = S3 – P

También hemos visto que este stress es usualmente desconocido. En muchos casos el stress es considerado horizontal y la ecuación puede escribirse como

S3 = σ3 + P = K3 σ + P

σ3 = Stress vertical efectivo igual al peso de los sedimentos

K3 = relación del Stress efectivo

5.7.1- Hubbert – Willis (1957)

  • Proporciona la base de la teoría del fracturamiento y predicción utilizados en la actualidad
  • Asume un comportamiento elástico.
  • Asume que el estrés efectivo supera el mínimo por un factor de 3.

La base teórica de la formación de fracturas dada por Hubbert y Willis es que la suma total de stress es igual a la suma de presión de formación y el stress efectivo.

Estos autores dicen que en regiones geológicas donde no hay fuerzas tangenciales, el stress mayor debe ser aproximadamente vertical e igual a la presión efectiva de la sobrecarga (overburden), mientras que el menor debería ser horizontal y probablemente estará entre 1/2 y 1/3 de la presión de sobrecarga efectiva (overburden pressure).

El Presión de sobrecarga S (stress total) es igual a la suma de la Presión de Formación (o Presión de poros) P y el Stress Vertical σv efectivamente soportado por la matriz.

S = Pf + σv (1) ó σv = S – Pf (2)

Las observaciones están basadas en resultados de test de compresión triaxial de laboratorio, estos sugieren que la presión de poros no tiene efecto significante en las propiedades mecánicas de la roca.

La inyección o propagación de fractura FP, tiene que superar la presión de poros Pf y la tensión horizontal de la matriz de la roca σH

FP=Pf + σH (3)

Entonces de acuerdo con Hubert & Willis

σH= (⅓ a ½)σ = (⅓ a ½)(σv – Pf) (4)

Substituyendo (4) en (3) y dividiendo todo por la profundidad D

FP/D = Pf/D + (⅓ a ½)(σv – Pf)/D (5)

Por consiguiente bajo condiciones normales de presión hidrostática de 0.46 psi/ft y un gradiente de overburden de 1 psi/ft, los límites del gradiente de fractura (fracture pressure gradient FPG) pueden ser calculado de la siguiente manera

FPGmin = σv/3D + 2 Pf/3D = 0.64 psi/ft (6) EMW >> 12,3ppg

FPGmax = 0.5(σv/D + Pf/D = 0.73 psi/ft (7) EMW >> 14,1ppg

De lo expuesto se puede ver que el gradiente de fractura es dependiente del overburden, el gradiente de presión de poros y el stress de la roca. También hay que recordar que la relación σH = σ3 corresponde a una relación de Poisson (Poisson ratio) de 0.25

Ejemplo: Calcular la máxima densidad de lodo a la cual una formación de gradiente normal de presión (0.465 lbs/pulg2/pie), podría soportar a una profundidad de 3000 pies, sin fracturarse. El gradiente teórico de presión de sobrecarga es de 1 lbs/pulg2/pie.

La presión de poros de la formación está dada por:

Pp = 0.465 lbs/pulg2/pie x 3000 pies = 1395 lbs/pulg2

El esfuerzo vertical de sobrecarga es:

σob = 1 lbs/pulg2/pie x 3000 pies = 3000 lbs/pulg2

P frac = [(3000 + 2(1395)] / 3

P frac = 5790 / 3 = 1930 lbs/pulg2

Esta presión a 3000 pies existirá en un pozo en condiciones estáticas para una densidad de fluido de perforación de

P = 1930 / (0.052 x 3000) = 12.37ppg

Figura 70: Representación de Max y Min gradiente de fractura

Figura 74: Representación de Max y Min gradiente de fractura

Según lo observado de la relación matemática, para todas las formaciones normalmente presurizadas, el gradiente de fractura permanece constante con el incremento de la profundidad. La Figura 74 permite realizar una rápida resolución

1 –Determinar el peso del lodo requerido para balancear la formación (utilizando logs de pozos y datos de pozos vecinos)

2 – Entrar este valor en el gráfico (punto E) e intersectar horizontalmente con el gradiente de presión poral.

3 – Intersectar verticalmente con la línea de gradiente de presión de fractura

4– Leer el valor correspondiente de presión de fractura

5.7.2- Matthews and Kelly

  • Desarrolló el concepto de relación variable entre el stress efectivo horizontal y vertical, este, no es una constante 1/3 como en H & W
  • La relaciones de stress aumenta según el grado de compactación

σeH = KMKσev KMK = matrix stress coefficient

σH = KMK(σobpp) + pp

En 1967 publicaron un estudio en el cual la presión de fractura podía ser prevista en áreas de la costa del Golfo, utilizando datos empíricos.

Escogieron la presión de fractura mínima igual a la presión de poros, y la presión de fractura de máxima igual a la presión de la sobrecarga (overburden).

Se observó una presión de fractura tendiente a ser mayor que la presión de poro, pensaron que es debido a la fuerza necesaria para superar la “carga de la matrizo la “naturaleza cohesiva de la matriz.”

Entonces, suponiendo que la propiedad de cohesión de la matriz puede estar relacionado con el estrés de la matriz, sólo variará con el grado de compactación, de este modo, una relación podría ser desarrollada para el cálculo del gradiente de fractura de las formaciones sedimentarias. Figura 75.

Figura 71: Coeficiente estrés de matriz (Ki) Matthews and Kelly

Figura 75: Coeficiente estrés de matriz (Ki) Matthews and Kelly

F div D

σ = estrés de la matriz en el punto de interés (psi).

Ki = coeficiente estrés de la matriz para la profundidad al cual el valor sería el estrés de matriz normal.

En el desarrollo de su método Matthews y Kelly suponen que el gradiente hidrostático normal es de 0.465 psi/pies y que el gradiente de sobrecarga medio es de 1.0 psi/ft.

En zonas de presión anormal, el aumento de la presión de poros (P) la producirá una disminución correspondiente en la tensión de la matriz ya que

σ = S P

5.7.3- Eaton (1969)

La ecuación de Eaton es el modelo más popular utilizado para predicción de la presión de poros donde la tensión (stress) está basado en una excesivamente simplificada relación de velocidad.
Eaton (1969) correlacionó el gradiente de presión de sobrecarga y la relación de Poisson’s con la profundidad de West Texas y la Costa del Golfo áreas de Texas y Louisiana.
Predijo una ecuación para la relación del esfuerzo de matriz efectiva (effective matrix stress) como función de la relación de Poisson’s independientemente de la presión de poro.
En su obra, Eaton asumió un comportamiento elástico de la roca y una tensión lateral que podría estar relacionado con el esfuerzo vertical por la relación de Poisson’s. En 1969, Eaton publicó un método más adaptable que tenga en cuenta un gradiente de sobrecarga variable. Eaton también introdujo la relación de Poisson como variable que controla el gradiente de presión de fractura.
La relación de Poisson caracteriza la capacidad del material de admitir deformaciones transversales. Es una propiedad del material. El valor de μ para todos los materiales oscila entre 0 ≤ μ ≤ 0,5 y para la mayoría de los materiales varía entre 0,25 ≤ μ ≤ 0,35
El coeficiente de Poisson (μ) se define formalmente como “el valor absoluto de la relación de la relación de la deformación unitaria transversal y la correspondiente deformación unitaria longitudinal (axial), resultado de un esfuerzo axial uniforme, inferior al límite de proporcionalidad.
Por tanto, es una propiedad de la roca misma. Eaton superó el problema de predecir o medir el coeficiente de Poisson de cada roca in-situ en una perforación recurriendo a una relación empírica. Aun más, según Eaton “la relación de Poisson” no es una función de la roca, sino del campo de esfuerzos regionales, la horizontal a la relación vertical de tensión.
Por lo tanto ya que Hubbert y Willis supone que el esfuerzo horizontal mínimo es de aproximadamente ⅓, correspondiendo a una relación de Poisson de 0.25, a través de la siguiente relación:

eaton.png

que es lo mismo que la relación del gradiente de fractura mínima de Hubbert y Willis. Una relación de Poisson” de 0,25 nos dará valores que suelen ser demasiados bajos si se compara con los datos obtenidos en el campo, también, el supuesto de que S/D = 1.0 psi suele dar lugar a errores (excepto en el oeste de los pozos de Texas donde los gradientes de fractura son de un mínimo según lo predicho por Hubbert y Willis).
Eaton presenta curvas empíricas para la relación de Poisson frente profundidad, calculado
a partir de los datos de la Costa del Golfo. Con la profundidad, estas curvas se acercaran a un límite máximo de 0,5 es decir, una tensión longitudinal ocasiona una tensión igual lateral, que se produce en los materiales con un módulo de corte igual a cero (líquidos, por ejemplo) y en materiales incompresibles. Estas curvas son por lo tanto independiente del tipo de roca, y se ilustra en la Figura 76.

σt = Frac – σ1 • (μ/1-μ) + P

σt = Stress tectónico
Frac = gradiente de fractura de formación (mud weight equivalent); determinada del leak off test pressure.
σ1= Stress compresivo máximo
μ= Poisson´s Ratio
P = Gradiente de presión de formación (mud weight equivalent)
El Stress compresivo máximo se determina de σ1 = S – P
donde:
S = overburden gradient
En relación al efecto del stress tectónico, Daines puso énfasís en el rol de la litología en el cálculo del gradiente de fractura. La relación de Poisson fue obtenida mediante el efecto de la propagación del sonido.

Figura 72: Poisson ratio

Figura 76: Poisson ratio

Básicamente el Poisson´s Ratio y Overburden Gradient varían con la profundidad, Eaton determina valores determinados de Poisson´s en base a datos regionales de gradiente de fractura, al gradiente de presión de formación y al overburden gradient.
Para calcular la relación de Poisson´s para una profundidad específica, Eaton sugiere la siguiente ecuación:


(μ / 1-μ ) = [(PLOT / L) – (PF / L)] / (S – PF) / L = Ki


Esto cuando se requiere el desarrollo de valores locales de overburden y curvas de gradiente de presión para aplicarlas en un área específica.
En el campo, el Leak off test normalmente provee la presión necesaria para determinar Ki.
Acá se asume que la presión del leak off test (PLOT), medida en la superficie, tiene que ver directamente con la presión de cierre de fractura en el punto más débil del pozo abierto, siendo esto no del todo cierto.
Geoservices ALS system aplica una adaptación de la fórmula de Eaton para calcular Ki
Kx = (PLOT – PF= / (S – PF)
PLOT = Casing shoe pressure at leak off
Las variables en la ecuación precedente pueden ser expresadas uniformemente como gradientes o presión.
Para calcular el gradiente de fractura a una profundidad específica usando el cálculo de Eaton
Frac = Kx (S-PF) + PF

5.7.4- Daines (1982)

Daines, tomando trabajos de Eaton, ha introducido un factor de corrección por Stress tectónico.

F = σt + σ (μ/1-μ) + P
σt = Stress tectónico
El valor de σt puede ser evaluado del primer Leak off Test, considerándose constante por el resto del pozo. El factor de correción es estimado de resultados del primer leak off test durante la perforación, y debe ser utilizado como una constamte para el resto del pozo.
Para determinar el stress tectónico σt a la profundidad del leak off test

Figura 74bis: daines litologia

Esta figura nos muestra la aplicación del método de Daines para el cálculo del gradiente de fractura F, incorporando correcciones por Stress tectónico y cambios en la relación de Poisson debido a la litología. Figura 77

Figura 73: Gráfico Profundidad-Fractura relacionado con la litología.png

Figura 77: Gráfico Profundidad-Fractura relacionado con la litología

Principales características de cada uno de los métodos

Daines Reconoce que el stress tectónico existe cuando perfora alrededor de un domo salino o en áreas caracterizadas por compresión tectónica.
Reconoce que el valor de la relación de Poisson varía con el tipo de roca y porcentaje de constituyentes La mayor desventaja es que involucra numerosos valores de Poisson ratios obtenidos por test.
Hubbert & Willis Considera solamente la variaron en el gradiente de presión de poros. No utiliza una constante empírica o relaciones. La principal desventaja es que es impreciso. Cuando las condiciones son tales que se requiere un gradiente de fractura muy precisa, un valor mínimo no es suficiente.
Matthews & Kelly Considera los cambios en el coeficiente esfuerzo de matriz de la roca y el esfuerzo de matriz. Aplicación de este modelo está limitada a la zona de la Costa del Golfo ya que allí fue desarrollado.
Valores empíricos de Ki se pueden volver a calcular a partir de una sucesión de pruebas de fractura, y luego construir curvas de manera que Ki pueden representarse gráficamente contra profundidad
Ben Eaton Considera la variación en gradiente de presión de poros, el overburden y la relación de Poisson.

5.7.5- Relación de Poisson

La relación de Poisson es una constante elástica que es una medida de la compresibilidad del material perpendicular al esfuerzo aplicado, o la relación latitudinal a la tensión longitudinal. Esta constante elástica deriva del nombre del matemático francés Simeón Poisson (1781-1840). La relación de Poisson se puede expresar en términos de propiedades que se pueden medir en el campo, incluyendo velocidades de las ondas P y ondas S, como se muestra a continuación

poisson

Tengamos en cuenta que si VS = 0, entonces la relación de Poisson es igual a ½, lo que indica la presencia de un líquido, debido que las ondas de corte no pasan a través de fluidos, o de un material que mantiene el volumen constante, independientemente de la tensión, también conocido como un material ideal incompresible.
Valores de VS cercanos a cero es característico de un depósito de gas. La relación de Poisson para rocas carbonatadas es de ~ 0.3, de areniscas ~ 0.2, y por encima de 0,3 para la pizarra. La relación de Poisson del carbón es de ~ 0.4

HES-PF

5.8- Evaluación de Presión de Formación

La mayoría de los métodos de evaluación están basados en el principio de comparación de las arcillas o lutitas compactadas (undercompacted shales), con un estado de compactación normal, lo que implica significa necesariamente que la tendencia normal de compactación debe ser obtenida para el parámetro investigado. Este enfoque está basado en el origen de la presión geostática. Las presiones son calculadas asumiendo que hay una relación directa entre la anomalía de porosidad, y la anomalía de presión.
Ninguno de los métodos disponibles deben ser aplicados universalmente. Los resultados varían en su grado de exactitud, y deben ser utilizados con cautela.

5.8.1- Método de la Profundidad Equivalente

Su principio se basa en que el punto en A, en una arcilla compactada (undercompacted) está asociada con un punto en B normalmente compactado. La compactación en el punto A es idéntica al punto en B. ( Figura 78).
La profundidad del punto B (ZB) se denomina profundidad equivalente, o algunas veces de profundidad aislada. El fluido contenido dentro de los poros de la arcilla A se ha visto sujeta a toda la carga geostática durante el curso de su enterramiento desde ZB hasta ZA.
Utilizando la fórmula de Terzaghi >>> S = σ + P
La matriz stress σ, transmitida por el contacto grano a grano es idéntica en A que en B
Conociendo el overburden SB y la presión de poro normal en B (PB), σB puede ser calculado
σB = SB – PB
como σB = σA
Conociendo el overburden SA en A, la presión poral en A es calculada asi:
PA = SA – σB
Entonces, eliminando σA y σB
PA = PB + (SA – SB)
Ejemplo:
A= 11483 ft, B= 8202 ft, Gradiente presión normal = 8,34 ppg, Overburden gradiente= 18,35 en B y 18,86 en A
PB = ZB x 0,052 x 8,34 ppg = 3557 psi
SB= ZB x 0,052 x 18,35 ppg = 7827 psi
SA= ZA x 0,052 x 18,86 ppg = 11262 psi
PA = 3557 psi + (11262 psi – 7827 psi) = 6992 psi
Para obtener la densidad de equilibrio
6992 psi / (0,052 x 11483 ft) = 11,71 ppg

Figura 74: Principio del método de profundidad equivalente

Figura 78: Principio del método de profundidad equivalente

La fórmula para ser utilizada en el pozo, cuando el overburden gradient es conocido, es la siguiente:

Deql A = GGA – (ZB/ZA) x (GGB – deql B )

5.8.2- Ratio Method (Método de la Relación)

Su principio se basa que la diferencia entre el valor observado, para una compactación determinada y el valor normal extrapolado, a la misma profundidad, es proporcional al incremento de la presión. Figura 79

Figura 75: Principio del Método de Relación (Ratio Method)

Figura 79: Principio del Método de Relación (Ratio Method)

Un conjunto de líneas de isodensidad pueden ser dibujadas Fig 80 utilizando la siguiente fórmula, de esta manera la densidad de equilibrio puede ser leida directamente.

Dco

Figura 76: Líneas de isodensidad

Figura 80: Líneas de isodensidad

Estableciendo líneas de Isodensidad Figura 81:

  • Tomar un punto (A) localizado sobre la línea de tendencia normal de compactación XY
  • Calcular el valor del dc el cual se observaría al punto A para un equilibrio determinado
  • Utilizando ese valor (B) dibujar una línea recta X´ Y´ paralela a XY. Esta representa el gradiente del equilibrio de densidad seleccionado

Figura 77: Dibujando líneas Isodensidad

Figura 81: Dibujando líneas Isodensidad

Los gráficos de relación/presión (Ratio/Pressure) pueden ser compilados cuando una gran cantidad de datos están disponibles, tanto de presión como de porosidad. Figura 82 El gráfico de la Figura 82 es un ejemplo de la relación entre resistividad y tiempo de tránsito y la presión medida. Notar la gran dispersión de puntos en relación a los valores medios establecidos por mínimos cuadrados. Por ejemplo, por lo que se refiere al ΔT, la relación de 0,86 es equivalente a un gradiente de presión entre 1,4 y 1,73

Figura 78: T Resistividad Ratio Pressure Gradientes

Figura 82: ΔT – Resistividad Ratio/Pressure Gradientes

Otras relaciones establecidas por Hottman & Johnson y Fertl & Timko en la costa del Golfo Muestra menos dispersión debido a un conjunto más pequeño de los datos. Figura 83. Debido a su carácter estadístico estas relaciones no deben ser confiables, excepto en zonas en las cuales han sido bien exploradas.

Figura 79: Ratio Formation Pressure

Figura 83: Ratio/Formation Pressure

5.8.3- Método de Eaton

La relación entre el parámetro observado a el parámetro normal y la presión de formación depende de cambios en el gradiente de overburden.

pres form eaton

P = Gradiente presión de formación (psi/ft)
S= Overburden (psi/ft)
Pn= Gradiente presión Normal (psi/ft)
De acuerdo con Terzaghi σ = S – P
Normal matriz stress es 0.535 psi/ft, solamente aplicado para un gradiente constante de 1 psi/ft y un presión hidrostática Normal de 0,465 psi/ft

Eaton realizó una gran cantidad de estudios basados en una larga cantidad de datos, esto trajo aparejado modificaciones al exponente en la fórmula de acuerdo al parámetro utilizado.

formulas eaton

El método de Eaton es, ampliamente el más utilizado en este momento, a pesar de que requiere un conocimiento del gradiente local de compactación (overburden).



CAPÍTULO 6

6- Conceptos básicos, mecánica de rocas

6.1- Geomecánica

El entendimiento del comportamiento mecánico de las formaciones es clave para evitar las inestabilidades en el pozo.
La inestabilidad del pozo es un serio problema que llega a incrementar dramáticamente los costos de perforación y su posterior terminación del mismo. Problemas asociados tales como pegas de tuberías (stuck pipe), derrumbes (cavings), ensanchamientos, dificultad en la corrida de registros, muchas veces son consecuencia de una falta de un estudio adecuado del análisis geomecanico del pozo a perforar.
La Geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Está basada en los conceptos teóricos de la mecánica de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzos.
La base de la geomecánica es la relación entre esfuerzo y deformación.

6.1.1- Propiedades elásticas de la roca

Elasticidad

La mayoría de materiales tienen una capacidad para resistir y recuperarse de las deformaciones producidas por fuerzas.
Esta capacidad se denomina elasticidad. Es la base de todos los aspectos de la mecánica de rocas.
El tipo más simple de respuesta es donde hay una relación lineal entre las fuerzas externas y las deformaciones correspondientes. Cuando los cambios en las fuerzas son lo suficientemente pequeños, la respuesta es (casi) siempre lineal.

La teoría de la elasticidad se apoya en dos conceptos: el estrés y la tensión

Esfuerzo (Stress)

Esfuerzo = Fuerza / Área Libras/Pulg2 = psi
σ = F (lb) / A (in2) = (psi). Figura 81

Figura 80: Fuerza normal

Figura 84: Fuerza normal

El signo de σ es definido por convención y no por la física del problema.

En mecánica de rocas la convención estipula que los esfuerzos compresivos son positivos (por lo tanto, esfuerzos tensionales son negativos).

La convención de signos no causa problemas cuando es utilizada consistentemente, pero es importante recordar que otras ciencias utilizan una convención de signos opuestos.

Deformación (Strain)

Cuando un cuerpo está sometido a un campo de esfuerzo de tensión, compresión o corte, el cuerpo se estirará o tensará.
La deformación es el cambio de forma y/o de volumen de una unidad de roca causada por el esfuerzo (es el efecto en la roca del esfuerzo aplicado)
Deformación = ɛ = Cambio de longitud / Longitud original

Figura 81: Deformación

Figura 85: Deformación

El esfuerzo (Stress) es la cantidad de fuerza que actúa sobre una unidad de roca y que como resultado de su acción la roca cambia de forma y/o volumen.
Los esfuerzos pueden ser originados por diversas causas (presión confinante, compresión, tensión y cizalla).

Resistencia de la roca (Strength)

La resistencia es la habilidad de la roca para resistir los esfuerzos y está determinada por la mineralogía de la roca y el carácter de las partículas en contacto.

Módulo de Young (E)

Es una medida que tiene la roca para resistir la deformación. Módulo de Young es el módulo de elasticidad de medición de la rigidez (stiffness) de un material.
El principio básico es que si a un cuerpo se le aplica un esfuerzo, y después de un tiempo este se retira, el cuerpo retorna a su forma y tamaño original. Matemáticamente se expresa por:

σ= E * ϵax

ϵax = Corresponde a la deformación axial del cuerpo

Relación de Poisson (ʋ)

Es la relación entre la deformación transversal y la axial. Es decir si una muestra se somete a un esfuerzo paralelo a lo largo de su eje (bajo tensión) el diámetro se vuelve mas pequeño y la muestra se alarga. De forma contraria si la muestra se somete a esfuerzo de compresión, el diámetro aumenta. Fig 85
Matemáticamente se expresa por:

ʋ = ϵlat / ϵax

Figura 82: Relación de Poisson

Figura 86: Relación de Poisson

Módulo de Rigidez (G)

Representa la medida de la resistencia de un cuerpo a cambiar de forma.
Matemáticamente se expresa por:

G= (Esfuerzo de corte / Resistencia al corte) = Ƭ / Ɣ

Módulo de Bulk (K)

Relación entre el cambio de la presión hidrostática (esfuerzo) y la deformación volumétrica correspondiente. Es reciproco de la compresibilidad de la matriz de la roca.
Matemáticamente se expresa por:
K= ∆P / (∆V/Vo)

Las constantes elásticas E, G, ʋ y K son parámetros dependientes. Cualquiera de estas constantes puede determinarse conociendo el valor de otras dos. Las relaciones más usadas entre ellas son:

G = E [2(1−ʋ )]
K = E [3(1− 2 ʋ)]

Las propiedades elásticas de las rocas pueden determinarse en forma dinámica y estática. Las propiedades elásticas estáticas son medidas directamente de pruebas de laboratorio, mientras que las dinámicas se calculan a partir de las ecuaciones de propagación elástica de las ondas acústicas en un medio sólido.
Por lo tanto, las propiedades elásticas dinámicas se calculan a partir de los valores de densidad de la roca ρb, tiempo de tránsito compresional dtc y de corte dts, medidos por el registro de densidad y sónico dipolar respectivamente

Límite elástico (Yield Strength)

El límite elástico, o el límite de elasticidad, se definen en la ingeniería y la ciencia de los materiales como el estrés en el cual un material comienza a deformarse plásticamente. Antes del punto de fluencia del material, este se deformará elásticamente y volverá a su forma original cuando la tensión aplicada deje de actuar. Una vez que se excede el punto de fluencia la deformación será permanente y no reversible. El conocimiento del límite de elasticidad es de vital importancia en el diseño de un componente, ya que generalmente representa un límite superior de la carga que se puede aplicar. Fig 87

Figura 83: Límite de elasticidad

Figura 87: Límite de elasticidad

6.1.2- Propiedades de la roca

Velocidad de las ondas

Las mediciones de onda se hacen a menudo mediante el uso de ondas P y a veces mediante las ondas S. La velocidad ondas P mide la velocidad de desplazamiento de la onda longitudinal (primario) en el material, mientras que la velocidad de la onda S mide la velocidad de desplazamiento de cizalladura de onda (secundario) en el material. Las mediciones de velocidad proporcionan correlación con las propiedades físicas en términos de grado de compactación del material. Una roca bien compactada tiene generalmente altas velocidades ya que los granos están en buen contacto y la onda viaja a través del medio sólido. Para un material de roca mal compactada los granos no están en buen contacto, por lo que la onda viaja a través del espacio parcialmente vacío (aire o agua) y la velocidad se reduce (onda P velocidades en el aire y en el agua son 340 y 1500m/s, respectivamente, y son mucho más bajos que en estado sólido). Fig 88

Figura 84: Velocidad ondas P – S

Figura 88: Velocidad ondas P – S

Resistencia la compresión (Compressive strength)

Esfuerzo máximo que puede soportar un material bajo una carga de aplastamiento. La resistencia a la compresión de los materiales que no se rompen en la compresión se define como la cantidad de esfuerzo necesario para deformar el material una cantidad arbitraria. La resistencia a la compresión se calcula dividiendo la carga máxima por el área transversal original de una probeta en un ensayo de compresión.
La medida más común de resistencia a la compresión es la resistencia a la compresión no confinada (unconfined compressive strength) UCS. Fig 89
Es una de las propiedades mecánicas del material más importantes de roca, que se utiliza en el diseño, análisis y modelado.

Figura 87: Resistencia a la compresion ucs

Figura 89: Resistencia a la compresión (UCS)

  • I – La roca es inicialmente sometida a tensión, microfisuras y poros preexistentes orientados en general en ángulos a la tensión aplicada se cierran, además de deformarse.
  • II – La roca, básicamente, tiene un comportamiento elástico lineal en relación a la tensión-deformación, tanto axial como lateralmente. En esta etapa, la tensión-deformación es recuperable en gran medida, ya que hay poco daño permanente de la micro-estructura del material de roca.
  • III – La roca tiene un comportamiento elástico casi lineal. Hay un ligero aumento de la deformación lateral debido a la dilatación.
  • IV – La roca está sometida a una rápida aceleración de los acontecimientos de microfisuración y aumento de volumen. La propagación de microfisuras ya no es independiente y grupos de grietas en las zonas de mayor tensión tienden a unirse y empezar a formar fracturas de tracción o planos de corte, dependiendo de la resistencia de la roca.
  • V – La roca ha pasado el pico de estrés, pero todavía está intacta, a pesar de que la estructura interna está altamente alterada. En esta etapa, la estructura se unen en macrofisuras o fracturas.
  • VI – La roca se ha separado esencialmente para formar una serie de bloques en lugar de una estructura intacta. Estos bloques se deslizan uno sobre el otro y el principal mecanismo de deformación es la fricción, entre los bloques de deslizamiento. Fracturas secundarias pueden ocurrir debido a diferencial de cizallamiento.

6.1.3- Esfuerzos principales

Cualquier estado de esfuerzo se puede expresar como 3 esfuerzos principales perpendiculares, más sus orientaciones en el espacio. Así es como generalmente se expresan los esfuerzos. Fig 90

Figura 85: Esfuerzos principales

Figura 90: Esfuerzos principales

Los esfuerzos principales son ortogonales y paralelos a la superficie. Uno de los esfuerzos principales es vertical (Sv) y los otros dos restantes serán horizontales. Siempre serán ortogonales pero no significa que necesariamente sean perpendiculares (un sistema de fallas como se describirá más adelante). En la naturaleza hay ejemplos donde el esfuerzo vertical no se corresponde con el máximo esfuerzo (sistema de fallas transcurrentes e inverso).

6.1.4- Fractura de la roca

El conocimiento de la magnitud de gradientes de fractura de la formación es de vital importancia, especialmente cuando la perforación se realiza en una zona anormalmente presionada.
El gradiente de fractura de Formación determina el peso máximo admisible del lodo que se puede utilizar.

6.1.4.1- Mecanismo de fractura de la Formación

Una formación se puede fracturar mediante la aplicación de presión de fluido, ya sea realizando un test de formación (Leak off test) o bien, por el uso indebido del peso del lodo. Estas dos circunstancia pueden superar la menor línea de resistencia dentro de la estructura de la roca.
La fractura se propaga en una dirección perpendicular al mínimo esfuerzo principal (σ min). Firgura 91

Figura 86: Orientación de la fractura

Figura 91: Orientación de la fractura

El esfuerzo (stress) es una fuerza por unidad de área y actúa normalmente al plano seleccionado.
Los esfuerzos (stress) actúan en un punto y pueden ser resueltos en 3 esfuerzos mutuamente perpendiculares.

  • Máximo – σ 1
  • Intermedio – σ 2
  • Mínimo – σ 3

Hay varios factores que controlan y generan el stress en la tierra entre ellos podemos citar, Fallamiento, Tectónica y el Diapirismo

  • Stress Tectónico

Es el resultado de la aplicación de fuerzas tectónicas, como las que se originan cuando dos placas litosféricas colisionan. Considerando a la superficie terrestre como un plano de stress principal, es decir un plano a lo largo del cual no ocurre cizallamiento, existen dos posibles estados de stress tectónicos particulares en rocas cercanas a la superficie. Figura 92.

  • Stress compresivo: en el cual σ 1 es horizontal y σ 3 vertical.
  • Stress tensional : en el cual σ 3 es horizontal y σ 1 vertical.

Figura 92:Stress tectónico

Figura 92: Stress tectónico

  • Diapirismo.

Una característica estructural interesante son los diapiros. Un Diapiro es un cuerpo de roca “que puede fluir” y por ello migra hacia arriba debido a la diferencia de densidad (más baja) en relación a la roca circundate. Los cuerpos salinos comunmente forman diapiros pero existen otros tipos de roca que tambien lo hacen (intrusiones de rocas igneas).
Este fenómeno está relacionado con dos características típicas de estos materiales: su baja
densidad y su comportamiento mecánico, de carácter viscoso. De esta forma, cuando una capa potente, o toda una formación de estos materiales intercalados entre otros más densos sufre una incipiente deformación tectónica que implica la formación de una estructura similar a un hongo, se produce una cierta migración de material, en aquellas zonas tectónicamente activas se producen estrechos de material que se mueven a lo largo de las fracturas inducidas en la roca circundante
Este aumento de potencia implica también un aumento de volumen, y a su vez, un aumento del empuje de Arquímedes producido cuando un fluido de baja densidad empuja a otro de alta densidad; en definitiva la diferencia de densidad entre estas rocas y las situadas por encima y debajo, que se traduce en el desencadenamiento de un proceso de ascenso de los materiales, formado el diapiro propiamente dicho. La morfología final de estos diapiros puede ser muy variada, en función de distintos factores, entre los que destacan la potencia original de la capa o formación salina, y la naturaleza y comportamiento mecánico de las rocas suprayacentes.
Los diapiros constituyen un ambiente adecuado para ser trampas de hidrocarburos; su
impermeabilidad lo convierte en un sello perfecto.

  • Fallamiento.

En las fallas solo comentaremos que ellas las clasificaremos de acuerdo a la disposición de los esfuerzos principales.

Las fallas normales ideales tendrían el estrés pricipal de compresión máxima (σ 1) vertical; las fallas inversas, tendrían el esfuerzo principal mínimo (σ 3) vertical y las fallas transcurrentes (strike-slip) tendrían la tensión principal intermedia (σ 2) vertical. Figura 93

Figura 87: Clasificación de las fallas

Figura 93: Clasificación de las fallas

Los diversos tipos de fallas se pueden originar bajo diferentes condiciones de presión en la roca. Está demostrado que un sistema de fuerzas actuando sobre la roca se descompone actuando en tres direcciones. En su trabajo The dynamics of faulting, Anderson 1951 explica detalladamente que la fracturación se llevará a cabo en uno o dos pares de planos conjugados que son paralelos a la dirección de la tensión principal intermedia, y son a la vez en ángulos iguales de menos de 45 ° respecto a la dirección del esfuerzo principal máximo.

6.1.4.2- Deformación de las rocas

La relación entre el estrés y la tensión de las rocas del yacimiento esta influenciado por un gran número de factores. Algunos de estos factores son: la composición y litología de las rocas, sus grados de cementación y alteración, el tipo de material de cementación, cantidad y tipo de fluidos en el espacio poroso, compresibilidad de la matriz de la roca y los fluidos, porosidad y la permeabilidad, y la presión del yacimiento y de la temperatura.
Muchos de estos factores son interdependientes, y sus efectos separados y combinados en la relación esfuerzo-deformación (stress-strain) se puede medir sólo en el laboratorio, usando una muestra real de roca y el control de los parámetros de prueba, para simular con precisión la condición in situ. Tres técnicas de medición y de carga son de uso general: hidrostática, uniaxial y triaxial. Estas técnicas, implican esencialmente la aplicación de una carga específica y la medición de la deformación correspondiente de acuerdo con la teoría de la elasticidad lineal.
Ley de Hook
Si un cuerpo de roca se somete a fuerzas dirigidas que duran unos pocos minutos, horas o días, por lo general pasa por cuatro etapas de deformación:

  • elástica.
  • elástico – viscoso.
  • plástico.
  • ruptura.

Las etapas son dependientes de la elasticidad, la viscosidad, y la rigidez de la roca, así como su historia de estrés, temperatura, tiempo, presión de poro, y su anisotropía.
Al principio, la deformación es elástica-es decir, si se retira la tensión, el cuerpo vuelve a su forma y tamaño original. Con una deformación puramente elástica, la deformación es una función lineal de la tensión, es decir, el material obedece a la ley de Hooke, como se muestra en la Fig.94

Figura 94: Etapas deformación

Figura 94: Etapas deformación

Ley de Hook

σ= E. ϵ
donde E es el módulo de elasticidad. E, que también se conoce como módulo de Young, es una medida de la propiedad de la roca para resistir la deformación.
Si una muestra de roca cilíndrica está sometida a un esfuerzo paralelo a su eje longitudinal, se alargará y el diámetro del cilindro se hace más pequeño en virtud de la tensión. Bajo compresión paralela al eje, las muestras de roca se acortan mientras que su diámetro es mayor. La relación entre la tensión transversal o lateral a la deformación axial se conoce como relación de Poisson.
Otra constante elástica de rocas es el módulo de compresibilidad K, que es el cambio en la presión hidrostática (estrés) a la correspondiente deformación volumétrica.
K= ∆p /(∆V/Vo).
donde ∆p es el cambio en la presión hidrostática, ∆V es el cambio en volumen, y Vo es el volumen original. El módulo de volumen es el recíproco de compresibilidad de la matriz, Cr.
K= 1/ Cr.
El cambio del límite elástico a la deformación plástica es conocido como el límite de elasticidad o resistencia a la fluencia (yield point). Si la presión sobre un material excede su límite elástico, se deforma en forma permanente, siendo este último provocado por el flujo plástico.
La plasticidad se define como, independiente del tiempo, no elástico, no recuperable, y sin estrés, dependiendo de la de deformación bajo carga uniformemente sostenida.
Aunque la mayoría de las rocas a temperaturas y presiones normales fallan por rotura antes de alcanzar una etapa de deformación plástica, a temperaturas suficientemente altas y presiones de confinamiento se deforman plásticamente.
A veces el flujo-elástico viscoso término se utiliza para describir “fluencia” o retardar la deformación continua, con el paso del tiempo, que se produce en las rocas dentro del campo de flujo de plástico. Fig 95

Figura 95

Figura 95

Región Elástica: La roca se deforma elasticamente, si el stress es liberado, la roca vuelve a su original estado.
Punto de fluencia (Yield point): Es el punto más allá del cual permanentes cambio podrían ocurrir. La muestra ya no volverá su estado original con el alivio del estrés.
Uniaxial compressive strength: Pico de stress.
Región dúctil: Una región en la que la muestra se somete o experimenta una deformación permanente y sin perder la capacidad de soportar carga.
Región F rágil (Brittle region): Una región en la que la capacidad de la muestra para soportar la tension (stress) disminuye rápidamente a medida que se incrementa la deformación
La relación entre el estrés y la tensión se expresa comúnmente en gráficos conocidos como diagramas de tensión-deformación. La roca en la figura 96 esta bajo compresión. Con el aumento de la tensión (stress) la muestra se vuelve más corta, y la deformación (strain) es graficada en términos del porcentaje de acortamiento. La curva A representa un comportamiento típico de una roca frágil (brittle rock), que se deforma elásticamente hasta una tensión de aproximadamente 20000psi. La curva B describe una sustancia plástica ideal.
En primer lugar se comporta elásticamente hasta alcanzar el límite elástico, que es el punto en el que la curva se aparta de la línea recta. Entonces la roca se deforma continuamente con cualquier esfuerzo (stress) adicional. Las Curvas C y D representan el comportamiento plástico más típico. Una vez que se alcanza el límite elástico, muestra de roca C se vuelve progresivamente más difícil de deformar. Con el aumento de la tensión, la muestra de roca en D alcanza su punto de resistencia a la rotura, a partir del cual menos esfuerzo es necesario para continuar la deformación hasta la rotura.

Figura 96: diagramas de tensión-deformación

Figura 96: diagramas de tensión-deformación


El comportamiento mecánico de las rocas es controlado no sólo por sus propiedades inherentes, por ejemplo, la mineralogía, tamaño de grano, la porosidad, y densidad de fracturas, etc, sino también por la presión de confinamiento, temperatura, tiempo, y fluidos intersticiales.
Los efectos de la temperatura sobre rocas sedimentarias, sin embargo, son de menor consecuencia que los efectos de la presión a profundidades.



CAPÍTULO 7

7.1- Test PP

8- Download in pdf

9- Bibliografía

  • Eaton, Ben (1975) -The Equation for Geopressure Prediction from WellLogs. SPE 5544.
  • Mouchet & Mitchell (1989) Abnormal Pressure While Drilling ELF.
  • Baker Hughes INTEQ (1996) Formation Pressure Evaluation.
  • Steve Hobart (1999) Pre-Drill Overburden Estimation – 1.
  • Gardner (1974) Formation Velocity and Density.
  • Martin Traugott (1997) Pore Pressure and Fracture Pressure Determinations in Deepwater.
  • J. Hudson and J. Harrison (1997) Engineering rock mechanics.
  • E. Fjaer, R.M. Holt (2008) Petroleum Related Rock Mechanics.
  • Petroleum Geoscience Heriot Watt University.
  • Guía para la Aplicación de la Geomecánica en el Diseño de la Perforación de Pozos (Pemex).
  • Yoshida – Ben Eaton, An Investigative Study of Recent Technologies Used for Prediction, Evaluation of Abnormal Formation Pressure and Fracture Pressure America Detection, and in North and South
  • Anderson 1951, The dynamics of faulting
  • SPE 151130, Uncertainty Quantification of Real-Time Pore Pressure Models Caused by Normal Compaction Trend Line Setting


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Si usted encuentra algún error por favor me lo puede comunicar sin problemas. Gracias

Realizado por Gabriel………………….Licenciado en Geología
VERSION 06 mayo de 2017

This is a free use document, information included are considered strictly used for educational purposes for all people and students.
Este es un documento libre y gratuito, toda la información disponible es considerada con fines estrictamente educativos para todas las personas y estudiantes, utilizada con fines no rentables.

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