tag:blogger.com,1999:blog-70390604474118417362024-03-05T17:28:52.818-04:00Sin FolderSin Folder hace de facilitador en cuanto material especializado de temas relacionados con el Petróleo y Gas Natural Sin Folderhttp://www.blogger.com/profile/03754990791113245803noreply@blogger.comBlogger4125tag:blogger.com,1999:blog-7039060447411841736.post-36824107881589413832016-08-04T23:45:00.002-04:002016-08-04T23:45:19.225-04:00MANUAL DE PERFORACIÓN (PARTE 9) - YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESIÓN <br />
<div class="separator" style="clear: both; text-align: center;">
<img border="0" height="320" src="https://blogger.googleusercontent.com/img/b/R29vZ2xl/AVvXsEhLGSaXsKnsGbmDSr4bMhUpx_SRVdpptgeL_YPDq0DTgnyLddZZZ8hNdt0KPq9mNDo6XAtYW0_sU_QttWLnToHE85UrGd63HuatBDm5JviomNjBH9jygLxdi5H70sadDQoDVhNPtahNW7BZ/s320/Portada+0001.jpg" width="248" /></div>
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<br />2.8 PRESION REDUCIDA DE BOMBEO <br />GASTOS Y PRESIÓN REDUCIDA DE CIRCULACIÓN <br /><br />El gasto reducido de circulación (QR) se determina disminuyendo la presión en el <br />sistema de circulación a cua lquier gasto menor del gasto de trabajo. <br /><br />Esto es, que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. <br />Esto dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, así como del <br />equipo de bombeo. <br /><br />Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión de bombeo en la tubería <br />de perforación, esta presión superficial será la presión reducida de circulación (PR) y <br />representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado gasto <br />reducido (QR) <br /><br />El gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las siguientes <br />razones: <br /><br />1. Disminuir la presión de circulación requerida durante el control <br />2. Disminuir la posibilidad de falla del equipo de bombeo por fatiga <br />3. Permite adicionar barita durante la operación de control <br />4. Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan <br />5. Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado <br />6. Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control <br />El gasto y la presión reducida de circulación se deben actualizar cuando se <br />realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las <br />propiedades del lodo o cada vez que se incremente la profundidad en 150 m. <br /><br />Cuando no se cuenta con dicha información, es posible calcular la presión <br />reducida de circulación a un gasto dado con las fórmulas de caídas de presión por <br />fricción en el sistema, y algunas consideraciones prácticas. <br /><br /> <br />2.9 PRESIONES NORMALES, ANORMALES Y SUBNORMALES <br />FORMACIÓN CON PRESIÓN NORMAL <br />Es aquella que se puede controlar con fluido de densidad de agua salada.<br /><br /> La densidad del fluido requerido para controlar esta presión es el equivalente a un <br />gradiente de 0.100 a 0.107 kg/cm²/m.<br /><br /> Para conocer la “normalidad” o “anormalidad” de las presiones en cierta área; se <br />deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa región, <br />conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene <br />un gradiente de 0.107 kg/cm²/m (100,000 ppm de cloruros). <br /><br />| FORMACIÓN CON PRESIÓN SUBNORMAL <br /><br />Es aquella que se puede controlar con un fluido de densidad menor que la del <br />agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm²/m.<br /><br /> Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es <br />considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del <br />yacimiento, causando su depresionamiento. <br /><br />FORMACION CON PRESION ANORMAL<br /><br /> Es aquella en que la presión de formación es mayor a la que se considera como <br />presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones <br />equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm²/m<br /><br /> Estas presiones se generan usualmente por la comprensión que sufren los fluidos <br />de la formación debido al peso de los estratos superiores.<br /><br /> Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma <br />que los fluidos contenidos en dicha formación no pueden escapar, soportando éstos, <br />parte de la presión de sobrecarga.<br /><br /> Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: <br /><br />· Datos de sismología <br />· Parámetros de penetración <br />· Registros geofísicos <br /> <br />2.10 DETERMINACIÓN DE PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE <br />TUBERIAS DE REVESTIMENTO <br />INTRODUCCION <br /><br />La fase primordial en la delicada tarea de perforar, terminar y reparar pozos, es la <br />de programar en forma adecuada el conjunto de variables que pueden presentarse <br />según sea el caso. La selección de los materiales a utilizar es de suma importancia, <br />ya que de éstos dependerá el éxito en el cumplimiento de los programas. <br /><br />Uno de los aspectos de primer orden dentro de las operaciones que se efectúan <br />para perforar un pozo, es el que se refiere ala protección de las paredes del agujero <br />para evitar derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gas. Dicha protección se <br />lleva acabo mediante tuberías de revestimiento o ademe, las cuales se introducen al <br />pozo en forma telecopiada, es decir, que los diámetros de las tuberías utilizadas van <br />de mayor a menor, por razones fundamentales técnicas y económicas. <br /><br />Durante la perforación de los pozos se atraviesan formaciones con situaciones y <br />problemáticas diferentes, entre las que se tienen: zonas de bajos gradientes de <br />fractura, intervalos con presiones anormalmente altas, formaciones inestables, <br />yacimientos depresionados, etc. Esto origina que a medida que se va profundizando <br />se tengan que ir aislando intervalos con característica diferentes mediante la <br />introducción y cementación de tuberías de revestimiento. <br /><br />El objetivo de un diseño, es el seleccionar una tubería de revestimiento con un <br />cierto grado, peso y junta, la cual sea la más económica, y que además resista sin <br />falla, las fuerzas a las que estará sujeta. <br /><br />Las funciones de las tuberías de revestimiento son: <br /><br />1. <br />Evitar derrumbes y concavidades. <br />2. <br />Prevenir la contaminación de los acuíferos. <br />3. <br />Confiar la producción del intervalo seleccionado. <br />4. <br />Dar un soporte para la instalación del equipo de control superficial. <br />5. <br />Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas <br />artificiales de producción. <br />Las tuberías de revestimiento representan alrededor del 18% del costo total del <br />pozo. De aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las menos <br />costosas que garanticen la integridad del pozo durante la perforación y la terminación <br />del mismo. <br /><br />Al ser colocada dentro de un pozo, la tubería de revestimiento esta sujeta a tres <br />fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación, reparación <br /><br />o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar las siguientes: <br /> <br />· Presión externa (colapso). <br />· Presión interna. <br />· Carga axial y longitudinal (tensión y compresión). <br />En general, las tuberías de revestimiento se pueden clasificar en conductora, <br />superficial, intermedia y de explotación. <br /><br />Tubería Conductora.- Es la primera que se cementa o hinca al iniciar la <br />perforación del pozo. La profundidad de asentamiento varía de 20m a 250 m. Su <br />objetivo principal es establecer un medio de circulación y control del fluido de <br />perforación que retorna del pozo hacia el equipo de eliminación de sólidos y las <br />presas de tratamiento. Permite continuar perforando hasta alcanzar la profanidad <br />para asentar la tubería de revestimiento superficial. Algunas veces en la tubería <br />conductora se instala un divertir o desviador de flujo a fin de poder manejar flujos de <br />agua salada o gas superficial, enviándolos hacia fuera de la localización. <br /><br />El diámetro seleccionado de la tubería por emplear, dependerá en gran parte de <br />la profundidad total programada del pozo. <br /><br />Tubería Superficial.- La introducción de ésta tubería tiene por objeto instalar <br /><br />conexiones superficiales de control y al mismo tiempo proteger al agujero <br />descubierto, aislando los flujos de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la <br />superficie del terreno. <br /><br />Como ejemplo tenemos que para las diferentes zonas de trabajo, actualmente se <br />emplean tuberías superficiales de 20” para pozos exploratorios o pozos de <br />desarrollo que son a profundidades mayores a 4500 m. Estas tuberías se introducen <br />a profundidades que varían entre 500 y 1000 m, cabe aclarar que los diámetros se <br />seleccionan de acuerdo a la profundidad. <br /><br />Tubería Intermedia.-Estas tuberías se introducen con la finalidad de aislar zonas <br />que contengan presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y <br />pérdidas de circulación: en sí se utiliza como protección del agujero descubierto, para <br />tratar, en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de <br />perforación y controlar las zonas de alta presión. <br /><br />Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren <br />durante la perforación, será necesario colocar una o más sartas de tuberías de <br />revestimiento intermedia, que aislaran la zona problema. <br /><br />Tubería de Explotación.-Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el <br />yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del <br />agujero, también para la instalación de empacadores de producción y accesorios <br />utilizados en la terminación del mismo. En el diseño de esta tubería se deberá tener <br />especial atención, considerando todos los elementos que intervienen en su <br />programación. <br /><br /> <br />Tubería de Revestimiento Corta (Liners).-Constituye una instalación especial <br />que evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo; la longitud de esta <br />tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro <br />de la última tubería que pude variar de 50 a 150 m, y en ocasiones se emplea una <br />longitud mayor, dependiendo del objetivo de su introducción. <br /><br />Razones para su utilización. <br /><br />1. <br />Control del pozo. El liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar <br />o continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad. <br />2. <br />Economía de tubería de revestimiento. Se pueden efectuar pruebas de <br />producción de horizontales cercanos a la zapata de la última tubería de <br />revestimiento, a un costo muy bajo, debido a la pequeña cantidad de tubería <br />usada, no comparable con una tubería llevada hasta la superficie. <br />3. <br />Rápida instalación. Las tuberías de revestimiento cortas pueden ser colocadas <br />en el intervalo deseado mucho más rápido que las normales, ya que una vez <br />conectada la cantidad requerida, ésta es introducida en la tubería de <br />perforación. <br />4. <br />Ayuda a corregir el desgaste de la última tubería de revestimiento cementada. <br />Al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería de <br />revestimiento, lo cual se puede corregir mediante una extensión o <br />complemento de una tubería corta. <br />5. <br />Evita volúmenes muy grandes de cemento. Debido a que las tuberías cortas <br />no son cementadas hasta la superficie. <br />6. <br />Permite utilizar empacadores y tuberías de producción de mayor diámetro. Al <br />no tener un diámetro restringido en la tubería de explotación, podemos utilizar <br />empacadores y tuberías de producción con un área de mayor flujo, las cuales <br />quedarán arriba de la boca de la tubería corta. <br />7. <br />Auxilia en la hidráulica durante la perforación al permitir utilizar sartas de <br />perforación combinadas, mejora las pérdidas de presión por fricción en la <br />tubería de perforación, durante la profundización del pozo, permitiendo <br />alcanzar mayores profundidades con sarta más resistentes. <br />Complemento (TIE-BACK). Es una sarta de tubería que proporciona integridad <br />al pozo, desde la cima de la tubería corta hasta la superficie. Normalmente es un <br />esfuerzo para la tubería de explotación sise tienen altas presiones, fluidos corrosivos <br /><br />o si la tubería de explotación fue dañada. Puede ser cementada parcialmente. <br />Complemento Corto (STUB). Es una sarta de tubería que funciona igual que el <br />complemento proporciona integridad por presión para extender la cima de la tubería <br />corta. Puede ser cementada parcialmente. <br /><br />Sin Tubería de Producción (TUBINGLESS). Es una tubería de explotación que <br />se extiende a la superficie y que se utiliza como tubería de producción para explotar <br />los hidrocarburos. <br /><br /> <br />SELECCIÓN DE LOS PUNTOS DE ASENTAMIENTO <br /><br />INTEGRIDAD HIDRAULICA – La zapata debe soportar las presiones <br />hidrostáticas, de circulación y surgencia y proporcionar suficiente tolerancia al brote <br />para el control del pozo con seguridad. <br /><br />SOLUCION PARA PROBLEMAS DE PERFORACION – En algunos casos, la <br />única solución a un problema de perforación puede ser meter la tubería de <br />revestimiento antes de alcanzar la profundidad planeada. Este puede ser la siguiente <br />tubería planeada o una tubería corta de contingencia. <br /><br />ZONA AISLADA – La tubería se puede meter antes o después de la profundidad <br />planeada para proteger las zonas potenciales de producción. <br /><br />FORMACION CONSOLIDADA – Roca cementada naturalmente que evita <br />derrumbes y/o colapso de agujero durante la cementación. <br /><br />IMPERMEABLE – pérdida de fluido de la lechada de cemento puede resultar en <br />un fraguado rápido del cemento antes de su desplazamiento total. <br /><br />Si hay permeabilidad presente, se dificulta determinar la presión de goteo (leakoff) <br />verdadera del pozo. <br /><br />ROCA DE BAJO ESFUERZO – La suposición del gradiente de fractura inicial <br />esta basada en el tipo de roca más débil. <br /><br />Lutita limpia es la formación ideal para asentar la tubería. En el campo, sin <br />embargo, la formación seleccionada para el asentamiento es el mejor compromiso <br />entre lo ideal y lo que es posible. <br /><br /> <br />CONDUCTOR / TUBERIA ESTRUCTURAL <br /><br />TUBO CONDUCTOR – Dependiendo de la profundidad de los sedimentos <br />superficiales, la profundidad de asentamiento de la tubería puede variar de 30 a 150 <br />m debajo del lecho marino o de la superficie. <br /><br />Para asegurar la integridad del asentamiento, las tuberías es xxxx, indicado por el <br />número de golpes de martillo por pie (BFP) de penetración. Por ejemplo, La costa del <br />Golfo de EUA requiere de 140 a 150 BFP, en Venezuela 250 BFP. <br /><br />TUBERIA ESTRUCUTURAL – La profundidad planeada para el asentamiento de <br />la tubería puede variar de 30 a 150 m debajo del lecho marino o de la superficie <br />dependiendo de la inestabilidad del agujero y/o de los problemas de perdida de <br />circulación. <br /><br /><br />Figura de Tubería Conductora <br /><br />La tubería estructural es probada a presión, pero a la poca profundidad de <br />asentamiento, la zapata no se prueba. <br /><br /> <br />TUBERIA SUPERFICIAL <br /><br />TUBERIA SUPERFICIAL – La profundidad de asentamiento planeado está <br />determinada por la inestabilidad del agujero, problemas de pérdida de circulación y <br />para proteger acuíferos. <br /><br />La tubería superficial debe proporcionar suficiente esfuerzo de fractura para <br />permitir perforar el siguiente intervalo de agujero con suficiente tolerancia al brote. <br /><br /><br />Figura de Tubería Superficial <br /><br />La tubería se prueba con presión y la zapata se prueba a la presión máxima <br />anticipada o a la presión de admisión. <br /><br /> <br />TUBERIA INTERMEDIA <br /><br />TUBERIA INTERMEDIA – La profundidad de asentamiento planeada está <br />determinada por la tolerancia al brote deseada, la inestabilidad del agujero anticipada <br />y problemas de perdida de circulación. <br /><br /><br />Figura de Tubería Intermedia <br /><br />La tubería se prueba con presión y la zapata a la presión máxima anticipada o a <br />la presión de admisión <br /><br /> <br />TUBERIA CORTA DE PERFORACION <br /><br />TUBERIA CORTA DE PERFORACIÓN – La profundidad de asentamiento <br /><br />planeada está determinada por la mínima tolerancia al brote deseada. La <br />inestabilidad del agujero anticipada, problemas de pérdida de circulación o para <br />proteger zonas de producción. <br /><br />Si la tubería corta es de contingencia por problemas de perforación, la ocurrencia <br />del problema determina la profundidad de asentamiento. <br /><br /><br />Figura de Tubería Corta de Perforación <br /><br />La tubería corta se prueba con presión, la zapata y la boca de la tubería se <br />prueban a la presión máxima anticipada o a la presión de admisión <br /><br /> <br />TUBERIA EXTENDIDA/ TUBERIA CORTA O COMPLEMENTO DE PRODUCCION <br /><br />TUBERIA CORTA DE PRODUCCIÓN – La profundidad de asentamiento <br />planeada está determinada por la profundidad total del pozo (PT). <br /><br />Si la tubería corta es de contingencia por problemas de perforación, la ocurrencia <br />del problema determina la profundidad de asentamiento. <br /><br /><br />Figura de Tubería corta de Producción <br /><br />La tubería extendida, tubería corta o complemento se prueban a la presión <br />máxima anticipada. <br />
<br />
<br />
Pág. 100 - 110 del documento de origen. Esta es la versión txt del
archivo MANUAL DE PERFORACIÓN publicado en
http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/fundamentos-de-perforacion.html<br />
<br />
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<div class="separator" style="clear: both; text-align: center;">
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<br />
2.5 DETERMINACIÓN DE LOS GRADIENTES: DE FORMACIÓN, DE <br />
FRACTURA, SOBRECARGA E HIDROSTÁTICA <br />
La búsqueda de hidrocarburos a obligado a perforar a mayores profundidades. <br />
Esto exige a la industria petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer. Entre <br />
estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del lodo para <br />
atravesar las diferentes capas terrestres, la determinación del asentamiento de la <br />
tubería de revestimiento y la geometría del pozo. <br />
<br />
El conocimiento exacto de los gradientes de formación y fractura, juegan un papel <br />
de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos. <br />
Constituyen la base fundamental para la óptima programación del fluido de <br />
perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de <br />
revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforación bien <br />
planeados se reduce el daño causado por el fluido a las formaciones productoras, se <br />
aumenta al máximo el ritmo de penetración y se disminuyen considerablemente los <br />
problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberías de revestimiento, <br />
especialmente en zonas con presión anormal donde la presión de formación puede <br />
estar muy cerca de la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la <br />
detección y evaluación de las presiones de formación y de fractura es sumamente <br />
importante, especialmente en la perforación de tipo exploratorio. <br />
<br />
El método mas efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar como <br />
se llevara el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el <br />
perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de <br />
fractura, y la densidad del fluido a utilizar durante la perforación. Tiene mas <br />
relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado. <br />
<br />
El conocimiento de ciertos principios geológicos y leyes físicas es útil para <br />
comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretación real <br />
de los datos generados durante la perforación y aquellos obtenidos de los registros <br />
geofísicos, esta basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretación <br />
práctica de datos de campo nos dará la mejor evaluación de los gradientes de <br />
formación y fractura. <br />
<br />
En los últimos años, se an desarrollado varios métodos y sofwares para la <br />
estimación de los gradientes de presión y de fractura, los cuales son la base <br />
fundamental para seleccionar en forma adecuada las zonas de asentamiento de las <br />
tuberías de revestimiento y determinar las densidades del fluido de perforación para <br />
las diferentes etapas del pozo. <br />
<br />
La existencia de formaciones geológicas altamente presurizadas en el subsuelo <br />
ha causado severos problemas durante la perforación y terminación de pozos en <br />
muchas áreas petroleras del mundo. En ocasiones han generado la contaminación <br />
del entorno ecológico, la perdida de vidas humanas, la pérdida de reservas de <br />
hidrocarburos y grandes erogaciones económicas para su control y la forma para <br />
remediar los daños causados. <br />
<br />
<br />
En nuestro país, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un <br />
rango de edades geológicas que van desde el Terciario hasta el Jurásico, en <br />
profundidades de unos cuantos metros hasta mas de 5 mil en zonas tanto terrestres <br />
como costa fuera. <br />
<br />
En la actualidad, con la explotación de los horizontes productores y una baja <br />
importante en la presión de los mismos, ha tenido un impacto importante en las <br />
zonas de transición que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en <br />
donde muchas veces se presentan perdidas de circulación y obligan a la <br />
cementación de tuberías de revestimiento que se encuentran fuera de programa. <br />
Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se a logrado <br />
atenuar la problemática descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una <br />
actualización y divulgación efectiva de los conocimientos necesarios para controlar <br />
este tipo de problemas. <br />
<br />
Cabe mencionar que los cambios de presiones están ligados –entre otros <br />
casos- a cambios de temperatura y permeabilidad de los yacimientos, atribuibles a <br />
cambios mineralógicos de las formaciones y por consiguiente, a cambios laterales o <br />
verticales de facies y planos de falla. <br />
<br />
GRADIENTE DE FORMACIÓN Y DE FRACTURA <br />
<br />
Las propiedades de las formaciones lutiticas se utilizan para predecir y estimar la <br />
magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus <br />
características, y además constituyen un gran porcentaje de los sedimentos <br />
depositados en las zonas petroleras. <br />
<br />
Debido a que los estratos lutiticos son notablemente sensibles a los procesos de <br />
compactación, estos an constituido una valiosa ayuda en la detección y construcción <br />
de perfiles de presión. Cuando el agua intersticial es libre de escapar, se desarrollan <br />
presiones normales en las formaciones, la compactación de las lutitas es función <br />
principalmente de la profundidad. Por lo tanto, a mayores profundidades de <br />
enterramiento, es mayor el grado de compactación y la densidad que exhiben. <br />
<br />
Las rocas lutiticas con presiones arriba de la normal, presentan una porosidad <br />
mayor que la de una formación de las mismas características con presión normal, <br />
debido a que contienen una mayor cantidad de fluido. Como resultado de lo anterior, <br />
los parámetros de la lutitas sensibles a la compactación y obtenidos de los registros, <br />
son graficados contra la profundidad para determinar una tendencia normal de <br />
compactación. La forma y la pendiente de esta tendencia son características de las <br />
formaciones de una región geológica, de un solo campo y algunas veces, solamente <br />
de un bloque fallado. <br />
<br />
Los comportamientos típicos que presentan la resistividad y conductividad en <br />
zonas anormales, también pueden ser originados por formaciones impregnadas de <br />
agua con alto contenido de sales minerales. <br />
<br />
Una de las mejores herramientas usadas tanto para la detección como para la <br />
estimación de las zonas con presiones anormales, son aquellas que utilizan los datos <br />
<br />
<br />
obtenidos de los registros geofísicos, principalmente los sónicos que están menos <br />
influenciados por las características del lodo usado durante la perforación. <br />
<br />
CONCEPTOS FUNDAMENTALES <br />
<br />
Se hace una breve descripción de las teorías básicas que explican el origen de <br />
las presiones anormales en el subsuelo, así como definiciones y conceptos básicos <br />
necesarios para una mejor compresión del tema. <br />
<br />
PRESIÓN HIDROSTÁTICA <br />
<br />
Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No <br />
importa cuál sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente <br />
manera:<br />
<br />
Ph = pD/10 {kg/cm²} <br />
<br />
La presión hidrostática es afectada por: <br />
<br />
· Contenido de sólidos. <br />
· Gases disueltos. <br />
<br />
Figura presión hidrostática <br />
<br />
La diferencia de gradientes de temperatura del fluido. <br />
<br />
PRESIÓN DE SOBRECARGA <br />
<br />
Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos <br />
contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre <br />
las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera. <br />
<br />
<br />
S = peso matriz rosca + peso fluido intersticial <br />
S = (1 - ø) P R g D + P f g D<br />
<br />
Figura presión de sobrecarga <br />
<br />
GRADIENTE DE SOBRECARGA <br />
<br />
GSC = (1 – ø) P R + ø P R <br />
<br />
Donde: <br />
<br />
GSC = Gradiente se sobrecarga (gr/cm³) <br />
<br />
ø = Porosidad promedio de las formaciones encima de la profundidad del <br />
punto de interés (%) <br />
<br />
<br />
PR = Densidad promedio de las rocas encima del punto de interés (gr/cm³) <br />
<br />
Puesto que la porosidad no disminuye en forma lineal con la profundidad bajo una <br />
compactación normal de sedimentos, entonces el gradiente de sobrecarga <br />
únicamente se incrementa con la profundidad, pero no en forma lineal. Un valor <br />
promedio del gradiente de sobrecarga es 0.231 kg/cm²/m, que corresponde a una <br />
densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm³. <br />
<br />
El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro y debe calcularse para cada <br />
zona especial. Para calcular la presión de sobrecarga se deben leer datos del <br />
registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca <br />
varía linealmente entre dos profundidades, así como determinar la densidad <br />
promedio. <br />
<br />
<br />
En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de México, la presión de <br />
sobrecarga podría aproximarse así: <br />
<br />
S = 0.231 kg/cm²/m<br />
<br />
porosidad <br />
Esfuerzo de sobrecarga (prof.) <br />
PRESIÓN DE FORMACIÓN <br />
<br />
La presión de formación es aquella a la que se le encuentran confinados los <br />
fluidos dentro de la formación. También se le conoce como presión de poro. <br />
<br />
Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser <br />
normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). <br />
<br />
Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para su <br />
planeación. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varían <br />
entre 1.02 y 1.14 gr/cm³. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir <br />
TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo origen pueden <br />
ser: factores geológicos, técnicos o yacimientos depresionados para su explotación. <br />
<br />
Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la <br />
presión hidrostática de los fluidos de formación. Considerando una capa de <br />
sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que más y más sedimentos <br />
se agregan encima de la capa, el peso adicional los compacta. Parte del agua <br />
existente en los espacios porosos se expulsa por compactación. Mientras éste <br />
proceso no sea interrumpido y el agua superficial permanezca continua con el mar <br />
arriba, la presión dentro de la formación se dice que es normal o hidrostática. <br />
<br />
A la presión de formación generalmente se le llama gradiente de presión. <br />
Estrictamente no lo es: Ya que el gradiente de presión se obtiene dividiendo la <br />
presión de formación entre la profundidad. Sus unidades serán kg/cm²/m ó lb/pg²/pie. <br />
Sin embargo en la perforación se ha hecho costumbre utilizar densidades como <br />
gradiente. <br />
<br />
Si los fluidos de formación son agua dulce, el gradiente normal gn = 1.00 gr/cm³ = <br />
<br />
0.1 kg/cm²/m = 0.433lb/pg²/pie. <br />
<br />
El gradiente normal en el subsuelo varía entre las diferentes provincias <br />
geológicas, debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades variables de <br />
sólidos disueltos y gas, y están sujetos a diferentes temperaturas y presiones. Por <br />
esto mismo en regiones costeras, el fluido de la formación es agua que contiene <br />
aproximadamente 80,000 ppm de cloruro (agua salada), con una densidad de 1.07 <br />
gr/cm³ (8.91 lb/gal), que es el gradiente más terrestre, se ha observado que los <br />
gradientes (8.18 a 8.83 lb/gal) que es el gradiente normal aceptado para regiones <br />
costeras. En zonas terrestres, se ha observado que los gradientes de presión normal <br />
varían de 0.98 a 1.06gr/cm³ (8.18 a 8.83 lb/gal). Debido a que en muchas de éstas <br />
áreas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones el gradiente normal se <br />
define como un valor igual al del agua dulce. Esto es gn = 1.0 gr/cm³ (8.33 lb/gal) <br />
para zonas terrestres. <br />
<br />
Una forma práctica y sencilla para describir las presiones anormales, o sea <br />
aquellas en las cuales el fenómeno hidrostático se interrumpió, es como sigue: <br />
<br />
P a = 0.1 x g n x Prof. + ? p <br />
<br />
Donde: <br />
<br />
Pa = Presión anormal de formación (kg/cm²) <br />
<br />
?p = Incremento de presión (kg/cm²)<br />
<br />
Pa = g a x Prof. <br />
<br />
Donde: <br />
<br />
ga = Gradiente de presión anormal (kg/cm²/m). <br />
<br />
En la figura puede compararse del gradiente de presión anormal ga con el de <br />
presión normal y el subnormal gsn. <br />
<br />
Resumiendo, las presiones de formación pueden ser: <br />
<br />
Subnormales. Cuando son menores a la normal, es decir a la presión <br />
hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. <br />
<br />
Normales. Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna <br />
de fluidos de formación extendida hasta la superficie. El gradiente de presión normal <br />
es igual a 1.07 gr/cm³ (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00 gr/cm³ (8.33 lb/gal) en <br />
áreas terrestres. <br />
<br />
Anormales. Cuando son menores a la presión hidrostática de los fluidos de <br />
formación. <br />
<br />
<br />
Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos <br />
aspectos, dentro de los cuales se tienen: <br />
<br />
La selección del tipo y densidad del lodo. <br />
<br />
La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías de <br />
revestimiento. <br />
<br />
La planeación de las cementaciones. <br />
<br />
Además, deberán de considerarse los siguientes problemas que se pueden <br />
derivar de las altas presiones: <br />
<br />
Brotes y reventones. <br />
<br />
Pegaduras de las tuberías por presión diferencial. <br />
<br />
Pérdida de circulación por usar lodos densos. <br />
<br />
Derrumbes de lutita. <br />
<br />
<br />
Figura gradiente de formación <br />
<br />
<br />
PRESIÓN DE FRACTURA <br />
<br />
Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y <br />
la resistencia de las rocas. <br />
<br />
La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o <br />
cohesión de la roca y de los esfuerzos de comprensión a los que se someta. Las <br />
formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la <br />
roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión <br />
de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las <br />
fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayoría de las <br />
fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se <br />
rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga). <br />
<br />
<br />
Figura gradiente de fractura <br />
<br />
<br />
2.6 EXPONENTE “D” Y “DC” <br />
En 1966 Jorden y Shirley desarrollaron una técnica para efectuar presiones <br />
anormales basadas en la interpretación de los datos del comportamiento de la <br />
perforación, especialmente la velocidad de penetración. Esta depende de la presión <br />
diferencial, el peso sobre la barrena, la velocidad de la rotaria y el diámetro de la <br />
barrena. <br />
<br />
Los datos para usar la técnica anterior, se obtienen durante la perforación. <br />
<br />
La ecuación (R/N) = (W/Db)d, relaciona la velocidad de penetración R, con el <br />
peso sobre barrena W, la velocidad de la rotaria N y el diámetro de la barrena Db. Se <br />
ha demostrado que esta ecuación no describe el comportamiento de la perforación <br />
bajo condiciones reales de campo. Sin embargo, como aproximación empírica, se <br />
puede obtener la relación entre el exponente “d” de la ecuación mencionada y la <br />
presión diferencial. Varían solamente el peso sobre la barrena, la velocidad de la <br />
rotaria y el diámetro de la barrena, todos lo demás parámetros se consideran <br />
constantes. La grafica del exponente “d” contra profundidad, define una tendencia <br />
(inclinación de la pendiente) a medida que se perforen secciones con presiones <br />
normales. La tendencia exponente cambia de dirección cuando se encuentran <br />
presiones anormales y la presión diferencial disminuye. <br />
<br />
Para usos de unidades prácticas de campo, se utiliza la siguiente ecuación para <br />
determinar el exponente “d”: <br />
<br />
Log (R/60N) <br />
d = <br />
log (12 W/106 Db) <br />
<br />
<br />
Donde (R/60 N) es menor que la unidad y el valor absoluto de log (R/60 N) varía <br />
inversalmente con R. Por eso, el exponente “d” varía inversalmente con la velocidad <br />
de penetración. <br />
<br />
El exponente “d” varía inversalmente con el ritmo de penetración. La tendencia <br />
normal para cada barrena usada en cada zonas normalmente compactadas es de un <br />
aumento gradual con respecto a la profundidad. El comportamiento del exponente <br />
“d” en zonas anormales es característica por su disminución con respecto a la <br />
tendencia normal. <br />
<br />
Uno de los factores que más afecta al exponente “d” es la presión diferencial o <br />
sobrebalance mayor de 500 lb/pg². Un método para eliminar el efecto de <br />
sobrebalance, consiste en corregir el exponente “d” multiplicándolo por la relación <br />
entre el peso de la columna normal sobre el peso del lodo por encima del peso <br />
normal que sostiene la formación. Este parámetro modificado es conocido como el <br />
exponente dc y se define de la siguiente manera: <br />
<br />
<br />
Gradiente Normal <br />
dc = d <br />
Densidad del Lodo <br />
Donde: <br />
dc = exponente d corregido <br />
<br />
<br />
Las gráficas de los exponentes d y dc contra profundidad son bastantes <br />
similares, pero en esta última, la zona bajo compactada se manifiesta con mas <br />
claridad. <br />
<br />
La utilización de estos exponentes tiene algunas desventajas. Las más <br />
<br />
sobresalientes pueden ser: <br />
Los cálculos deben hacerse cada metro. <br />
No se consideran parámetros que afectan al ritmo de penetración. <br />
<br />
La construcción de la gráfica consume mucho tiempo. <br />
Se recomienda utilizar otros parámetros. <br />
<br />
<br />
<br />
Figura Nomograma para el cálculo del exponente “d” <br />
<br />
<br />
2.7 GRADIENTES DE PRESION DE FRACTURA Y MÁXIMAS PRESIONES <br />
PERMISIBLES <br />
PRESIÓN DE FRACTURA <br />
<br />
Es la presión que rebasa la presión de formación originando una falla mecánica <br />
que se presenta con la pérdida del lodo hacia la fractura. <br />
<br />
Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente los <br />
mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se <br />
expresa como un gradiente en kg/cm²/m (lb/pg²/pie) o en kg/cm² (lb/pg²). Graficas o <br />
tablas están basadas en estas unidades. <br />
<br />
Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación, <br />
propuestos por los siguientes autores: <br />
<br />
· Hubert y Willis <br />
· Mathews y Kelly <br />
· Eaton <br />
Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad <br />
El método para determinar el gradiente de fractura, en el campo es el que se <br />
denomina “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro módulo del manual. <br />
<br />
PRESIÓN DE FONDO <br />
<br />
Cuando se perfora un pozo la presión del fluido de perforación, se ejerce sobre <br />
los costados del pozo y la mayor presión hidrostática se presenta en el fondo del <br />
agujero. <br />
<br />
Sin embargo la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también <br />
actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm² <br />
(200 lb/pg²) pero otras presiones adicionales se originaran por la contrapresión del <br />
lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causada por sondeo o <br />
pistoneo. <br />
<br />
Por lo que la presión total en el fondo de un pozo de acuerdo al evento puede <br />
llegar a ser la suma de los cuatro conceptos siguientes: <br />
<br />
Pf = Ph + (PCTP o PCTR) + Fricción + (ó) – PISTONEO/SONDEO <br />
<br />
Donde: <br />
<br />
Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm² o lb/pg²) <br />
<br />
<br />
Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm² o lb/pg²) <br />
PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm² o lb/pg²) <br />
<br />
PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm² o lb/pg²) <br />
<br />
FRICCIÓN = Perdida de presión por fricción en el espacio anular (kg/cm² o <br />
lb/pg²) <br />
<br />
PISTONEO/SONDEO = Variaciones de presión por movimiento de tubería, al <br />
meter o sacar (kg/cm² o lb/pg²) <br />
<br />
PRESIÓN DE GOTEO<br />
<br />
Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba <br />
denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante precisión y el <br />
gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el <br />
pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento <br />
de las subsecuentes tuberías de revestimiento.<br />
<br />
La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la <br />
formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la <br />
formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna <br />
hidrostática de fluido empleado más la presión del manómetro al represionar, sin <br />
provocar fracturamiento de la formación. <br />
<br />
La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna <br />
hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se <br />
requerirá en la superficie.<br />
<br />
La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a <br />
control de pozos. Si esta se rebasa provocará la fractura de la formación y como <br />
consecuencia la pérdida del fluido de perforación, entonces puede ocurrir un <br />
reventón pudiendo alcanzar la superficie por la TR. <br />
<br />
<br />
80 80 <br />
DENSIDAD DEL LODO EQUIVALENTE (DEL) <br />
<br />
DLE = PS X 10 + DL <br />
H <br />
<br />
Donde: <br />
<br />
DLE = Densidad de lodo equivalente gr/cm³ <br />
PS = Presión alcanzada en superficie kg/cm² <br />
DL = 1.28 gr/cm³• = Constante <br />
H = Profundidad m <br />
DL = Densidad del lodo gr/cm³ <br />
Profundidad <br />
<br />
Presión de goteo <br />
80 <br />
70 <br />
<br />
DLE = 80 x 10 + 1.28<br />
<br />
H = 2850 m <br />
<br />
60 <br />
<br />
2850 <br />
50 <br />
40 <br />
<br />
DLE = 800 + 1.2830 <br />
<br />
2850 <br />
20 <br />
10<br />
<br />
DEL = 0.280 + 1.28 = 1.56 gr/cm³<br />
<br />
1 2 3 <br />
Q = Gasto <br />
<br />
Presión Máxima Permisible en la Superficie <br />
<br />
P. MAX. P. TR = (Gf – Gl) Pz <br />
Donde: <br />
<br />
P. MAX. P. TR = Presión Máxima Permisible en TR <br />
Gf = Gradiente de fractura kg/cm²/m <br />
Gl = Gradiente de lodo kg/cm³/m <br />
Pz = Profundidad de la zapata en m <br />
P. MAX = (0.156 – 0.128) 2850 <br />
P. MAX = 79.8 kg/cm² <br />
<br />
<div style="text-align: right;">
<a href="http://sinfolder.blogspot.com/2016/08/manual-de-perforacion-parte-9.html">Ver siguiente (Parte 9)</a></div>
<br />
Pág. 87 - 99 del documento de origen. Esta es la versión txt del
archivo MANUAL DE PERFORACIÓN publicado en
http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/fundamentos-de-perforacion.html<br />
<br />
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Sin Folderhttp://www.blogger.com/profile/03754990791113245803noreply@blogger.comtag:blogger.com,1999:blog-7039060447411841736.post-32316326054003798322016-08-01T22:13:00.000-04:002016-08-04T22:57:32.368-04:00MANUAL DE PERFORACIÓN (PARTE 7) - YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESIÓN <br />
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<a href="http://sinfolder.blogspot.com/2016/08/manual-de-perforacion-parte-6.html"> Ver Anterior (Parte 6)</a><br />
<br />
De la interpretación anterior se deduce que deberá existir una barrera necesaria <br />
para impedir una migración, con objeto de tener una acumulación de hidrocarburos. <br />
<br />
En algunos casos el peso de las rocas y en otros la presión hidrostática ejercida <br />
sobre los hidrocarburos, darán la fuerza necesaria para expulsarlos a través de las <br />
capas más porosas o fracturadas hacia regiones de más baja presión. <br />
<br />
<br />
Fig. 9 Efecto del peso de las rocas <br />
<br />
4. ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS <br />
Las rocas de depósito son rocas porosas capaces de almacenar gas, aceite y <br />
agua. <br />
<br />
Para que un depósito de hidrocarburos sea comercial debe tener suficiente <br />
espesor y espacio poroso, con el fin de que produzca los fluidos contenidos en una <br />
relación satisfactoria cuando se penetra al depósito a través de uno o varios pozos. <br />
<br />
Las areniscas y las calizas son las rocas de acumulaciones más comunes. <br />
<br />
La figura 10 muestra un yacimiento típico. <br />
Fig. 10 Almacenamiento de hidrocarburos en arenas o areniscas <br />
<br />
Aquí podemos observar como los tres fluidos del depósito, que son el gas, el <br />
aceite y el agua, por tener diferentes densidades ocupan determinados espacios en <br />
la trampa. <br />
<br />
<br />
De esta forma los hidrocarburos migran hacia arriba a través de las rocas y a lo <br />
largo de muchos kilómetros; inevitablemente existirá una fuerza que los impulse, y en <br />
este caso es al agua salada quien la esta ejerciendo. <br />
<br />
A continuación se dan las características de las rocas. <br />
<br />
La caliza es un tipo de roca sedimentaria, rica en carbonato de calcio, que la <br />
mayoría de las veces sirve como roca almacenadora para el petróleo. <br />
<br />
La lutita es una roca formada por partículas finísimas de arcilla muy compactas <br />
entre sí. Los poros entre ellos son muy pequeños para que los hidrocarburos puedan <br />
fluir a través de los mismos. <br />
<br />
La arenisca es una roca sedimentaria formada por granos de arena separados <br />
por la disgregación de las rocas preexistentes. Tienen muchos poros entre sí y <br />
normalmente con buena porosidad. <br />
<br />
La porosidad es afectada adversamente por la compactación y cementación de <br />
los sedimentos. En las areniscas la porosidad se debe a la mezcla de distintos <br />
tamaños de granos y a la forma de empacarse. <br />
<br />
A continuación se muestran dos formas de empacamiento de granos esféricos. <br />
<br />
<br />
Figura 11.- Empacamiento de granos de arenisca <br />
<br />
En la figura del lado derecho los granos están arriba unos de otros, mientras que <br />
en la del lado izquierdo cada grano se apoya en dos granos inferiores. Además aquí <br />
podemos observar que la del lado derecho tiene poros más grandes. <br />
<br />
<br />
La compactación por sobre peso de las rocas aplastará a los granos de arena, <br />
dando como resultado una menor porosidad. <br />
<br />
En los carbonatos (calizas), la porosidad y la permeabilidad están relacionadas <br />
con la sedimentación y con los cambios que han tenido lugar después de la <br />
acumulación. <br />
<br />
La porosidad de una roca puede cambiar por procesos posteriores, por lo que las <br />
rocas pueden romperse y ser fracturadas por el asentamiento o movimiento de la <br />
corteza terrestre. <br />
<br />
Las fracturas y las juntas pueden aumentar la porosidad de una caliza. <br />
<br />
El agua disuelve a la caliza cuando no está saturada con minerales disueltos, <br />
fluyendo a través de la formación provocando que las fracturas y las juntas se hagan <br />
más grandes. <br />
<br />
<br />
Fig. 12.- Bloque de caliza mostrando las juntas y fracturas <br />
<br />
Las corrientes subterráneas que circulan a través de los poros de una caliza <br />
pueden aumentar mucho el tamaño de éstos al disolverse la roca. Estas corrientes <br />
aumentarán las fracturas, las juntas y los poros. <br />
<br />
Con referencia a la primera tabla de clasificación de las rocas sedimentarias, <br />
descrita anteriormente, existe un proceso llamado DOLOMITIZACION que se <br />
presenta cuando la caliza cambia a DOLOMITA. Esta roca surge del proceso <br />
químico que sufre la caliza por el intercambio de sus partes de calcio por magnesio. <br />
<br />
Así observamos que ciertas partículas de DOLOMITA reemplazan a las de <br />
caliza, produciendo espacios vacíos debido a que la partícula de DOLOMITA ocupa <br />
menos espacio que la de caliza. <br />
<br />
Cuando muchas partículas de caliza son reemplazadas por partículas de <br />
<br />
DOLOMITA, se forman demasiados poros o espacios entre las partículas, resultando <br />
con esto un aumento en la porosidad, por lo que con la disolución, el fracturamiento y <br />
la DOLOMITIZACION de las rocas, la porosidad resulta mayor que la original. <br />
<br />
<br />
Esta porosidad original también puede disminuir cuando el agua esta saturada <br />
con minerales disueltos, depositándolos cuando fluye por los poros de la roca. <br />
<br />
Algunos yacimientos que originalmente tienen buena porosidad pueden llegar a <br />
obstruirse con residuos precipitados o depositaciones, que llenarán los poros <br />
disminuyendo la producción. <br />
<br />
También si una roca tiene pocas aberturas o poros, éstos no estarán <br />
comunicados, por lo que tendrán poca permeabilidad (figura 13) <br />
<br />
<br />
Fig. 13.- Poros incomunicados <br />
<br />
La acumulación de hidrocarburos debe tener en su parte superior e inferior una <br />
capa de material impermeable que impida la migración del aceite hacia otras capas <br />
superiores. <br />
<br />
Los factores que afectan la porosidad, también afectan la permeabilidad, sin la <br />
cual los hidrocarburos no pueden fluir, migrar o moverse a través de las rocas. <br />
Ejemplo de esta son las lutitas, que a pesar de tener muchos poros; tienen poca <br />
permeabilidad por lo que estas formaciones no tiene porosidad. <br />
<br />
5. ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS <br />
Las principales estructuras capaces de contener hidrocarburos se clasifican en: <br />
<br />
ANTICLINAL.-En esta estructura, también llamada domo, la acumulación de <br />
aceite y gas es sustentada por agua en una trampa, teniendo de apoyo dos <br />
formaciones impermeables. <br />
<br />
Los relieves de este tipo varían entre ciento y miles de metros. Muchos de ellos <br />
están acallados y el patrón puede ser sencillo o en extremo complejo. Algunos <br />
depósitos de petróleo se localizan en este tipo de estructuras. <br />
<br />
<br />
Fig. 14.- Estructura anticlinal <br />
<br />
TRAMPAS POR FALLAS.-Fallas normales o de gravedad controlan la <br />
producción en gran número de yacimientos. Ocurren en donde los efectos de <br />
esfuerzos tensionales son dominantes. <br />
<br />
Invariablemente los pozos que pasan por una falla normal perforan una sección <br />
sedimentaria anormalmente corta (figura 15) <br />
<br />
<br />
Fig. 15.- Falla Normal <br />
<br />
Las fallas suelen dividir un yacimiento de depósitos separados o bloques de falla. <br />
Estas pueden ser paralelas, como muestra la figura 16, y cruzadas para formar <br />
trampas. También se desarrollan en grandes pliegues y pueden formar depósitos <br />
separados en estructuras mayores. <br />
<br />
<br />
Fig. 16.- Fallas paralelas <br />
<br />
Las fallas inversas ocurren ordinariamente en zonas que han sufrido compresión. <br />
Los pozos que pasan por estas fallas normalmente repiten la sección, pasando de <br />
capas antiguas por encima de la falla a capas más jóvenes por debajo de la misma. <br />
Este tipo de fallas sucede en flancos de montañas levantadas en donde la <br />
compresión horizontal influye principalmente en la formación de estructuras <br />
regionales. <br />
<br />
<br />
Fig. 17.- Falla inversa <br />
<br />
ESTRATIGRÁFICA.-Se le llama así a la estructura o trampa que tiene un <br />
acuñamiento de una arena productiva atrapada por capas impermeables. Estas <br />
discordancias o periodos de erosión seguidos de depositación llegan a formar <br />
trampas ricas en hidrocarburos. Aunque la figura muestra una arenisca truncada, las <br />
discordancias pueden atrapar petróleo en calizas o en dolomitas. <br />
<br />
<br />
Fig. 18. Falla estratigráfica <br />
<br />
a) <br />
DE CUÑA.-Se forman cuando una arenisca porosa gradualmente se <br />
convierte en lutita o en caliza compacta. Estos adelgazamientos pueden ser <br />
vestigios de antiguos bancos y extenderse en muchos kilómetros a lo largo de <br />
una faja angosta, en el límite de buzamiento, arriba de la arenisca. <br />
<br />
Aunque son cuñas estratigráficas pueden tener pliegues y fallas influyentes <br />
en el control de la producción. <br />
<br />
Existen otras como la de la cuña de transplante, originada en antiguos <br />
litorales, donde la arenas mas recientes se extienden buzamiento arriba y <br />
cada arena es un yacimiento aparte, desarrollándose en varios rumbos, <br />
pudiéndose extender con la producción confinada a trampas o altos <br />
regionales. <br />
<br />
<br />
Fig. 19.- Trampa de cuña <br />
<br />
b) <br />
DE CUÑA POR CAMBIO DE POROSIDAD-PERMEABILIDAD.-Esta cuña <br />
estratigráfica ocurre donde una roca porosa y permeable cambia <br />
gradualmente en impermeable. Frecuentemente una dolomita no porosa se <br />
convierte en buzamiento arriba en caliza no porosa para formar la trampa. <br />
<br />
<br />
Fig. 20.- Trampa por cambio de porosidad <br />
<br />
ESTRUCTURAS SALINAS.-Están presentes a lo largo de la costa del golfo. El <br />
grupo o tapón salino ha salido por entre sedimentos superyacentes. La producción <br />
ocurre en muchas trampas diferentes donde suele haber fallas complejas. <br />
<br />
La sal puede estar cubierta por roca caliza, yeso, azufre o anhidrita, y esta capa <br />
de roca puede ser productiva. <br />
<br />
Un campo de domo presenta gran variedad de trampas. En muchos la sal o roca <br />
tapa, cuelga o sobre sale por los sedimentos invadidos. Las fallas complejas son <br />
típicas de domos salinos y atrapan el petróleo. <br />
<br />
<br />
Fig. 21. Domo salino <br />
<br />
<br />
2.2 INTERPRETACION DE LA COLUMNA ESTRATIGRAFICA DE LOS <br />
PROGRAMAS DE PERFORACIÓN <br />
COMPOSICION ESTATIGRAFICA DEL SURESTE MEXICANO <br />
BAHIA DE CAMPECHE <br />
GOLFO DE MEXICO <br />
<br />
<br />
ERA SISTEMA SERIES COMPOSICION LITOLOGICA <br />
<br />
HOLOCENO ARENA BLANCA Y CRISTALINA DE GRANO FINO A <br />
MEDIO, SUBREDONDEADA DE BAJA <br />
CONSOLIDACION, FRAGMENTOS DE CONCHAS. <br />
PLEITICENO ARENISCA GRIS Y BLANCA DE GRANO GRUESO, <br />
FIRME Y CONSOLIDADA. <br />
PLIOCENO ARENA/ARENISCA COMO LA DESCRITA ARRIBA, <br />
ABUNDANTES FRAGMENTOS DE CONCHAS, <br />
FRAGMENTOS ARCILLOSOS. <br />
<br />
MIOCENO <br />
SUPERIOR <br />
MIOCENO <br />
INFERIOR <br />
OLIGOCENO <br />
EOCENO <br />
PALEOCENO <br />
LUTITA GRIS CLARO A GRIS VERDOSO, SUAVE, <br />
PLASTICA, MUY ARENOSA, LIGERAMENTE <br />
CALCAREA CON FRAGMENTOS DE CONCHAS. <br />
LUTITA GRIS, SUAVE A FIRME. <br />
LUTITA GRIS -GRIS CLAROSUAVE A FIRME <br />
LIGERAMENTE CALCAREA, CON TRAZAS DE <br />
PIRITA Y CALIZA DOLOMITICA. <br />
LUTITA GRIS VERDOSO, SUAVE A FIRME, <br />
CALCAREA, BENTONITICA CON TRAZAS DE <br />
CALIZA/MUDSTONE: BLANCO, SUAVE. <br />
CALIZA/MUDSTONE, CREMA SUAVE A FIRME, <br />
ABUNDANTE CALCITA, LUTITA GRIS, GRIS <br />
OSCURO Y GRIS VERDOSO, PARCIALMENTE <br />
BENTONITICA, CALCAREA, CON TRAZAS DE <br />
CALIZA Y CALCITA. <br />
LUTITA GRIS VERDOSO DE FIRME A DURA, <br />
CALCAREA. <br />
LUTITA GRIS A CAFÉ ROJIZO DURA A FIRME, <br />
CALCAREA, TRAZAS DE LIMOLITA ROJA, FIRME, <br />
TRAZAS DE CALIZA. <br />
LUTITA CAFÉ ROJIZA-GRIS, DURA TRAZAS DE <br />
LIMOLITA Y DOLOMIA. <br />
BENTONITA: VERDE CLARO, SUAVE A FIRME. <br />
<br />
<br />
BRECHAS <br />
<br />
CRETACICO <br />
SUPERIOR <br />
CALIZA/MUDSTONE -WACKSTONE CAFÉ <br />
TABACO, FIRME A DURA-COMPACTA, <br />
BENTONITICA, MICROCRISTALINA, CON TRAZAS <br />
DE BENTONITA Y MARGA. <br />
CRETACICO <br />
MEDIO <br />
DOLOMIA: GRIS Y CAFÉ OSCURO DURA, <br />
COMPACTA. <br />
CALIZA: PACKSTONE-GRAINSTONE, TRAZAS DE <br />
MUDSTONE, CREMA A CAFÉ, DURA CON <br />
TRAZAS DE PEDERNAL Y FRACTURAS <br />
SELLADAS CON CALCITA. <br />
CRETACICO <br />
INFERIOR <br />
DOLOMIA/CALIZA: CAFÉ A CAFÉ CLARO, DURA <br />
COMPACTA. <br />
TITONIANO CALIZA/PACKSTONE-WACKSTONE: CAFÉ A <br />
NEGRA, DURA. <br />
KINMERIDGIANO <br />
CALIZA/DOLOMIA: CAFÉ OSCURO, DURA A <br />
COMPACTA, MICROCRISTALINA. <br />
LUTITA/LIMOLITA/BENTONITA/CALIZA/ARENISCA, <br />
ESTRATIFICACION MIXTA, SECCIONES <br />
DELGADAS. <br />
OXFORDIANO ARENISCA ROJIZA, FIRME DE GRANO FINO, <br />
CONSOLIDADA POROZA. <br />
<br />
<br />
TABLA ESTATIGRAFICA DE LA REGION NORTE <br />
<br />
C.D. REYNOSA TAMAULIPAS <br />
ERA PERIODO EPOCA EDAD GRUPO SUBGRUPO FORMACION ZONA <br />
<br />
RECIENTE <br />
PLEISTOCENO <br />
BEAMUN <br />
LISSIE <br />
PLIOCENO GOLIAD <br />
MIOCENO <br />
LAGARTO <br />
OAKVILLE <br />
Bigenerina Discorbis <br />
Textularia 13 A <br />
Bigenerina Humblei <br />
Cibicides carstensi <br />
Robululus 43 A <br />
CATAHOLUA <br />
<br />
DISCORBIS <br />
HETEROSTEGINA <br />
MARGINULINA Idiomorfa <br />
M. vaginata <br />
M. howel <br />
<br />
Hanzawaia hazzardi <br />
Marginulina texana <br />
Nonion struma <br />
Nodosaria blanpiedi <br />
Anomalinoides bilaterales <br />
<br />
VICKSBURGO <br />
T. seligi, T. warreni, T. miss <br />
Bulimina sculplilis <br />
Hoterolepa mexicana <br />
<br />
JACKSON <br />
SUPERIOR <br />
JAKSCON <br />
MEDIO <br />
Marginulina cocoaensis <br />
Bulimina jacksonnensis <br />
Gr. Cerroazulenisis <br />
Tr. Centrales <br />
Hankkenina alabamensis <br />
Textularia hockleyensis <br />
JACKSON <br />
INFERIOR <br />
Textularia diobellensis <br />
N. coockfieldensis <br />
Nummulites moadybranchensis <br />
<br />
YEGUA Neoeponides guyabalensis <br />
Discorbis yeguaensis <br />
COOK <br />
MOUNTAIN <br />
CROKETT <br />
SPARTA <br />
Ceratocaneris stellata <br />
Ceratobulimina eximia <br />
Operculinoides sabinensis <br />
<br />
MOUNT <br />
SELMAN <br />
WECHES Textularia smithvillensis <br />
QUEEN CITY <br />
RECKLAW Cyclamina Caneriverensis <br />
T. degolyeri, E. elevatus <br />
<br />
CARRIZO CYTHERIDEA SABINENSIS <br />
V. halcheligbeensis <br />
V. tuberculala <br />
SABINETOWN <br />
PALEOCENO <br />
ROCKDALE D. washburni <br />
SEGUINE <br />
MIDWAY <br />
WILLIS POINT V. longiforma <br />
V. midwayana <br />
KINKAID <br />
Tritaxla midwayensis <br />
R. pseudocostatus <br />
Rzhakina epigona <br />
<br />
<br />
2.3 CLASIFICACION Y CARACTERISTICAS DE LOS YACIMIENTOS <br />
Las acumulaciones de los hidrocarburos se encuentran en lugares denominados <br />
ESTRUCTURAS O TRAMPAS, las cuales llegan a tener diferentes extensiones, por <br />
lo que se les conoce como yacimientos productores. <br />
<br />
Se entiende por yacimiento a la porción de una trampa geológica que contiene <br />
l hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado, en la que los <br />
hidrocarburos ocupan los poros o huecos de la roca de depósito y están contenidos a <br />
alta presión y temperatura, dependiendo de la profundidad a la que se encuentra el <br />
subsuelo. <br />
<br />
Los yacimientos productores se han agrupando considerando diversos factores, <br />
por lo que surgió la siguiente clasificación: <br />
<br />
a) Por el tipo de empuje <br />
b) Por el tipo de roca a lmacenadora <br />
c) Por el tipo de trampa estratigráfica <br />
d) Por el tipo de fluidos almacenados <br />
<br />
<br />
POR EL TIPO DE EMPUJE <br />
<br />
Para que la energía de unos yacimientos se manifieste y fluya naturalmente el <br />
aceite y el gas en la superficie, requiere de una energía o fuerza llamada empuje, <br />
existen diferentes tipos como son: <br />
<br />
EMPUJE HIDRÁULICO.-Es el más efectivo ya que como usted puede observar <br />
<br />
en la figura 22 el agua ejerce una fuerza que hace que fluya el aceite y el gas hacia <br />
el pozo. Una gran parte del agua se filtra sobre la corteza terrestre a través de sus <br />
capas, formando ríos subterráneos. <br />
<br />
La acción constante del agua en formaciones porosas y permeables ejercerá una <br />
fuerza sobre los hidrocarburos debido a la presión hidrostática. <br />
<br />
Como ya se menciono, es el empuje más efectivo y para mantener la presión del <br />
yacimiento es necesario controlar y regular el flujo de los fluidos que aporte, y así, <br />
recuperar el mayor porcentaje de producción en el sitio. <br />
<br />
<br />
Fig. 22 Empuje hidráulico <br />
<br />
EMPUJE VOLUMÉTRICO (por expansión de gas).-Aquí se muestra como la <br />
expansión del gas empuja el aceite hacia el pozo. A mayores profundidades <br />
aumentará la presión del gas y el aceite. <br />
<br />
Existen áreas en donde se tiene pozos fluyendo por casquete de gas, lo que <br />
significa que la fase de gas libre queda supuesta a una zona de aceite dentro de la <br />
formación productora; conforme fluya el aceite, bajará el nivel del casquete de gas <br />
expandiéndose la presión. Por esta circunstancia, es recomendable en este tipo de <br />
yacimiento cuidar la energía principal evitando hasta donde sea posible su <br />
agotamiento prematuro. <br />
<br />
<br />
Fig. 23 Empuje volumétrico <br />
<br />
<br />
EMPUJE MIXTO.-En este tercer tipo se combinan los dos anteriores (hidráulico y <br />
volumétrico) siendo el flujo de hidrocarburo por gravedad hacia el pozo. Escasos <br />
yacimientos dependen de este empuje por ser menos efectivos. El agua no interviene <br />
en forma preponderante en este tipo, sino que comúnmente operan tanto las fuerzas <br />
de empuje de gas como las del agua. En estudios de gabinete con base en <br />
conocimiento y experiencia, puede analizarse justamente y resolver cuál es la fuerza <br />
dominante. <br />
<br />
POR EL TIPO DE ROCA ALMACENADORA <br />
<br />
Arenas o areniscas.-Cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos de <br />
materiales. Pueden ser arenas limpias o sucias, ésta con cieno, lomo, lignita, <br />
bentonia, etc. <br />
<br />
Calizas detríticas.-Formadas por la acumulación de fragmentos de calizas y <br />
dolomitas. <br />
<br />
Calizas porosas cristalinas.-La cual su porosidad se debe principalmente al <br />
fenómeno de disolución. <br />
<br />
Calizas fracturadas.-Que como su nombre lo indica, la porosidad es debida a la <br />
presencia de fracturas. <br />
<br />
Calizas oolíticas.-Cuya porosidad se debe a la textura oolítica, con intersticios no <br />
cementados o parcialmente cementados. <br />
<br />
POR EL TIPO DE TRAMPA ESTRATIGRÁFICA <br />
<br />
-Estructuras como los anticlinales <br />
-Por fallas o por penetración de domos salinos <br />
-Estratigráficas, debido a cambios de fases o discordancias. <br />
<br />
Desde que se formó la tierra, su corteza ha tenido movimientos hacia arriba, <br />
hacia abajo, o bien horizontal infinidad de veces. <br />
<br />
La mayor parte de las capas de roca no son lo bastante fuertes para resistir estos <br />
movimientos, y por lo tanto se deforman. Esta deformación es el doblez de las capas <br />
en forma de pliegues, como se ilustra en a figura 24. <br />
<br />
<br />
Fig.24 Pliegues estratigráficos <br />
<br />
<br />
Estos pliegues varían de tamaño, desde pequeñas arrugas hasta grandes arcos. <br />
Los dobleces hacia arriba se llaman anticlinales y los dobleces hacia abajo se llaman <br />
sinclinales. <br />
<br />
Durante los movimientos de la tierra todas las rocas se fracturan y forman grietas. <br />
Las capas de roca de un lado de la fractura que se desplazan en relación con otros <br />
lados, se llaman fallas. <br />
<br />
<br />
Fig. 25 Falla estratigráfica <br />
<br />
2.4 CARACTERISTICAS DE UN YACIMIENTO <br />
Yacimiento de aceite y gas disuelto. Todos los yacimientos de aceite contienen <br />
gas disuelto cuando la presión inicial es mayor que la presión de saturación. El gas <br />
original se encuentra disuelto en aceite. <br />
<br />
Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre. Algunos yacimiento tiene gas libre <br />
desde el principio de su explotación, en éstos la presión inicial es menor que la <br />
presión de saturación. <br />
<br />
Yacimientos de gas seco. Sus condiciones originales de presión, temperatura y <br />
composición, son tales que durante su vida productiva, el gas dentro del yacimientos <br />
está en una sola fase, pero en la superficie se recupera en dos fases. <br />
<br />
Yacimiento de gas húmedo. Sucede cuando las condiciones originales de <br />
presión, temperatura y composición son tales que durante su vida productiva, el gas <br />
dentro del yacimiento está en una solo fase, pero en la superficie se recupera en una <br />
fase. <br />
<br />
Yacimiento de gas y condensado. Por sus condiciones originales de presión, <br />
temperatura y composición, en cierta etapa de su explotación, se presentará el <br />
fenómeno de condensación retrógrada y desde luego la producción en la superficie <br />
será en dos fases. <br />
<br />
<br />
En yacimientos de aceite saturado, su presión es menor que la presión de <br />
saturación y arriba de esta presión todo el gas se encuentra disuelto en el aceite <br />
(como en los yacimientos de aceite y gas disuelto). <br />
<br />
En yacimientos de aceite bajo saturado, la presión original es igual o mayor que la <br />
presión de saturación. El gas presente puede estar libre (disperso o acumulado en el <br />
casquete) y disuelto. <br />
<br />
RESUMEN <br />
<br />
A través del presente capítulo usted ha podido estudiar la evolución de la tierra en <br />
las diferentes etapas por las que ha pasado, y con base en esto, la formación de las <br />
rocas, se dividen en: <br />
<br />
-Ígneas <br />
-Sedimentarias <br />
-Metamórficas <br />
<br />
<br />
Se han revisado las dos teorías principales acerca del origen del petróleo, siendo <br />
la más aceptada por los científicos la teoría orgánica, así como la migración de éste y <br />
el almacenamiento de hidrocarburos en las estructuras de las rocas sedimentarias. <br />
<br />
Ha podido identificar los tipos de trampas donde se encuentran contenido los <br />
hidrocarburos y distinguir las fuerzas primordiales de empuje que tiene los <br />
yacimientos, para que el gas y el aceite fluyan hasta la superficie. Recuerde que el <br />
empuje de agua o hidráulico es el más efectivo mientras se controlen los regímenes <br />
de flujo de los pozos explotados en cada yacimiento. <br />
<br />
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<a href="http://sinfolder.blogspot.com/2016/08/manual-de-perforacion-parte-8.html">Ver siguiente (Parte 8)</a></div>
<br />
Pág. 71 - 86 del documento de origen. Esta es la versión txt del
archivo MANUAL DE PERFORACIÓN publicado en
http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/fundamentos-de-perforacion.html<br />
<br />
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<br />
CAPITULO 2 <br />
YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESION <br />
<br />
2.1 ORIGEN Y CLASIFICACION DE LOS ROCAS <br />
HISTORIA DE LA TIERRA <br />
<br />
La ciencia que estudia la tierra y su evolución es la geología. La tierra esta <br />
formada por una gran variedad de materiales como aire, agua, hielo, minerales, <br />
rocas y organismos vivos. Los movimientos relativos de estos materiales por agentes <br />
tales como el viento, la lluvia, los ríos, las olas, crecimiento de los organismos y la <br />
actividad volcánica, ocasionan todos los cambios en la corteza terrestre. <br />
<br />
Estos cambios comprenden la formación de nuevas rocas a partir de otras <br />
antiguas, estructuras nuevas en la corteza y nuevas distribuciones de mares y <br />
continentes, montañas y llanuras. El paisaje actual es solamente la última fase de <br />
una serie de variadísima e infinita de paisajes terrestres y marinos. <br />
<br />
Es por eso que una roca no es sólo un conjunto de minerales, sino que es una <br />
página de la autobiografía de la tierra; dispuestas en orden apropiado, estas páginas <br />
engloban la historia de la tierra. <br />
<br />
Se considera que la tierra se formó junto con el sistema solar, a partir de la <br />
condensación de polvo cósmico, hace aproximadamente cinco millones de años, <br />
pasando por una etapa de fusión inducida por la comprensión gravitacional y el <br />
desprendimiento de energía de elementos radioactivos. <br />
<br />
Con el transcurso del tiempo geológico (millones de años), al irse enfriando la <br />
tierra, se solidificó el material fusionado (magma) dando origen a las rocas ígneas <br />
que formaron la corteza terrestre. Simultáneamente se liberaron masas de vapor y <br />
gases que construyeron la atmósfera, generándose lluvias torrenciales que formaron <br />
los océanos. <br />
<br />
El movimiento del agua, removió partículas de roca, arrastrándolas a los lugares <br />
más bajos. A este proceso se le llamo erosión el cual también se debe a la acción <br />
del viento, a la formación de glaciares (hielo) y cambios de temperatura. <br />
<br />
Finalmente, las partículas o detritos derivados de las rocas ígneas fueron <br />
transportados y acumulados, proceso que se conoce como sedimentación. En la <br />
figura 1 puede observarse como ciertos bloques de rocas ígneas se han desgastado <br />
<br />
<br />
de sus formas originales (líneas punteadas) y entre estos bloques aparece un valle <br />
parcialmente lleno con los sedimentos resultantes. <br />
<br />
<br />
Fig. 1. Valle de sedimentos formada por la erosión. <br />
<br />
La figura 2 no muestra el corte de nuestro planeta en donde se representa el <br />
núcleo magmática, el núcleo exterior, el manto y la denominada corteza terrestre <br />
también llamada litosfera que tiene aproximadamente 50 Km. de espesor. <br />
<br />
<br />
Fig. 2.- Corte transversal de la tierra <br />
<br />
A continuación se anotan algunos datos numéricos de la tierra: <br />
<br />
Diámetro Ecuatorial----------------------------------- 12,757 Km. <br />
Diámetro Polar----------------------------------------- 12.714 Km. <br />
Longitud del Meridiano Polar----------------------- 40,077 Km. <br />
Superficie total------------------------------------------ 510 Millones de km² <br />
Superficie cubierta por mares----------------------- 361 Millones de km² (70.78%) <br />
Superficie de tierra emergida------------------------ 149 Millones de km² (29.22%) <br />
Mayor altura conocida--------------------------------8,882 m. sobre el nivel del mar <br />
Mayor profundidad marina conocida------------- 10,480 m. bajo el nivel del mar <br />
Como el libro de la tierra es inmensamente largo, se ha clasificado su contenido, <br />
<br />
<br />
del mismo modo que un libro extenso se divide en volúmenes, secciones y párrafos; <br />
así se dividen los intervalos correspondientes de tiempo, o sea: <br />
<br />
<br />
Divisiones de un libro: <br />
<br />
Historia de la <br />
tierra <br />
Volumen Capítulo Sección Párrafo <br />
Intervalos de <br />
tiempo <br />
Era Periodo Época Edad <br />
<br />
La Tabla 1 representa la llamada Escala Geológica del Tiempo, la cual nos da la <br />
referencia general de la historia de la tierra y de la vida. <br />
<br />
<br />
TABLA 1 <br />
<br />
ESCALA GEOLOGICA DEL TIEMPO <br />
<br />
ERAS PERIODOS ESPESOR MÁXIMO <br />
DE ESTRATOS EN <br />
METROS <br />
DURACIÓN <br />
APROXIMADA <br />
EN AÑOS <br />
VIDA <br />
CARACTERISTICA <br />
CENOZOICA <br />
CUATERNARIO <br />
-Actual <br />
-Pleistoceno <br />
TERCIARIO <br />
-Plioceno <br />
-Mioceno <br />
-Oligoceno <br />
-Eoceno <br />
1,220 <br />
4,000 <br />
6,400 <br />
4,570 <br />
4,270 <br />
25,000 <br />
1,000,000 <br />
15,000,000 <br />
35,000,000 <br />
50,000,000 <br />
70,000,000 <br />
Hombre Moderno <br />
Hombre de la Edad Piedra <br />
Mamíferos y plantas con flores <br />
MESOSOICA <br />
-Cretácico <br />
-Jurásico <br />
-Triásico <br />
19,500 <br />
6,100 <br />
7,620 <br />
120,000,000 <br />
150,000,000 <br />
190,000,000 <br />
Reptiles <br />
PALEOZOICA <br />
-Pérmico <br />
-Carbonífero <br />
-Devónico <br />
-Silúrico <br />
-Ordivícico <br />
-Cámbrico <br />
4,000 <br />
12,190 <br />
11,280 <br />
4,570 <br />
12,190 <br />
12,190 <br />
220,000,000 <br />
280,000,000 <br />
320,000,000 <br />
350,000,000 <br />
400,000,000 <br />
500,000,000 <br />
Anfibios y plantas primitivas <br />
Peces <br />
Invertebrados y fósiles abundantes <br />
PRECAMBRICA <br />
-Proterozoico <br />
-Arqueozoico <br />
-Eozoico <br />
Desconocidos en <br />
detalle pero <br />
inmensamente grandes <br />
1750,000,000 <br />
Restos escasos de esponjas y algas <br />
Sin evidencia fósil de vida <br />
ORIGEN DE LA <br />
TIERRA <br />
Por lo menos <br />
5000,000,000 <br />
<br />
<br />
CLASIFICACION DE LAS ROCAS <br />
<br />
Las referencias que hicimos anteriormente de las rocas, son suficientes para <br />
mostrar que pueden dividirse en tres grandes grupos, de acuerdo a su origen: <br />
<br />
a) Rocas Ígneas <br />
b) Rocas sedimentarias <br />
c) Rocas metamórficas <br />
<br />
<br />
La figura 3 muestra el ciclo evolutivo de las rocas. <br />
<br />
<br />
Fig. 3 Ciclo evolutivo de las rocas <br />
<br />
a) Rocas Ígneas.-ya se notó que por el enfriamiento de la tierra, la materia en <br />
estado de fusión dio origen a las rocas ígneas. Las erupciones volcánicas <br />
proporcionan una prueba espectacular de que el interior de la tierra se <br />
encuentra todavía caliente; básicamente un volcán es una grieta o apertura <br />
por la cual el magma procedente de las profundidades es lanzado a la <br />
superficie bajo la forma de corriente de lava, nubes explosivas de gases y <br />
cenizas volcánicas, dando lugar a enfriarse las rocas ígneas. <br />
<br />
b) Rocas sedimentarias.-Como producto de los procesos erosivos y por la <br />
acción de agentes de transporte como vientos, ríos y mares, así como la <br />
propia acción de la vía generadora de sedimentos orgánicos, se dio origen a <br />
las rocas sedimentarias. <br />
<br />
Para la industria del petróleo estas rocas son las más importantes, ya que en <br />
ellas ocurre el origen, migración y acumulación de depósitos de hidrocarburos. <br />
Estas rocas se clasifican a su vez en: <br />
<br />
Clásticas <br />
Químicas <br />
Orgánicas <br />
<br />
<br />
<br />
Las rocas sedimentarias clásticas son aquéllas formadas a partir de fragmentos o <br />
material clástico, compuesto por partículas de minerales o de otras rocas que ya <br />
existían previamente. <br />
<br />
Las rocas sedimentarias químicas son las que se forman por la precipitación, <br />
evaporación de aguas salobres y reacciones químicas de sales disueltas. <br />
<br />
Las rocas sedimentarias orgánicas son la que se forman por desechos orgánicos <br />
de plantas y animales. <br />
<br />
TABLA 2 <br />
ROCAS SEDIMENTARIAS <br />
<br />
<br />
CLÁSTICAS QUIMICAS ORGANICAS <br />
Conglomerados <br />
Arenicas <br />
Limolitas <br />
Esquistos <br />
Caliza <br />
Dolomita <br />
Arena <br />
Yeso <br />
Sal o anhidrita <br />
Turba <br />
Carbón <br />
Diatomita <br />
Calizas <br />
<br />
Estas rocas poseen dos propiedades importantes que son: <br />
<br />
Porosidad <br />
Permeabilidad <br />
<br />
<br />
Porosidad.-Los espacios entre las partículas de una roca se denominan poros <br />
(figura 4), estos espacios pueden ser ocupados por fluidos como agua, aceite o gas, <br />
tal y como se observa en una esponja la cual puede contener líquidos o permanecer <br />
<br />
vacía sin variar su volumen total. <br />
Fig. 4.- Porosidad de las rocas <br />
<br />
<br />
En algunas rocas estos espacios pueden o no estar comunicados, lo cual es muy <br />
importante, ya que de estos depende que pueda existir flujo a través de la roca. <br />
<br />
El volumen de poros entre el volumen total de la roca nos da una medida <br />
porcentual de la porosidad. Así por ejemplo, si tenemos una roca con un volumen de <br />
10 cm³ y un volumen poroso de 2 cm³ el valor de su porosidad (ø) sería:<br />
<br />
2 cm³ <br />
Ø = = 0.2 = 20% de porosidad <br />
10 cm³ <br />
<br />
Los valores más comunes de porosidad varían según el tipo y las características <br />
de las rocas en porcentajes de 5 a 25 %. Estas mediciones se hacen a partir de <br />
núcleos en laboratorios o indirectamente por medio de análisis de registros de <br />
pozos. <br />
<br />
<br />
Fig. 5.- Porosidad y permeabilidades características de rocas en yacimientos <br />
comerciales <br />
<br />
Se conoce como porosidad primaria la que se refiere a los espacios resultantes <br />
en la roca después de su proceso de sedimentación. <br />
<br />
La porosidad secundaria de una roca es aquella resultante de fracturas, cavernas <br />
y otras discontinuidades en la matriz rocosa. <br />
<br />
Permeabilidad.-La permeabilidad de una roca es la medida de su capacidad <br />
específica para que exista flujo a través de ella. <br />
<br />
En la Industria petrolera la unidad que se usa para medir la permeabilidad es el <br />
<br />
Darcy. <br />
<br />
Se dice que una roca tiene permeabilidad 1 Darcy si un gradiente de presión de 1 <br />
at/cm induce un gasto de 1 cm³/seg por cm² de área transversal, con un líquido de <br />
viscosidad igual a 1 centipiose (cp). Para fines prácticos se utiliza el milidarcy (md) <br />
que es la milésima parte de 1 Darcy. <br />
<br />
<br />
Fig. 6.-Definición de Darcy <br />
<br />
c) <br />
Rocas metamórficas.-Cuando las rocas de la corteza terrestre se encuentran <br />
bajo la influencia de presión por columnas de sedimentos, tracción por <br />
movimientos telúricos; elevadas temperaturas por actividad ígnea; reaccionan <br />
con cambios en la estructura y composición mineral, con lo cal llegan a <br />
transformarse en nuevos tipos de rocas que se les llama metamórficas. <br />
<br />
Como se aprecia en el ciclo de las rocas, éstas pueden fundirse y volverse <br />
magma convirtiéndose al enfriarse en rocas ígneas, o pueden sufrir el proceso <br />
erosivo que las convierte en sedimentos. <br />
<br />
COMPOSICIÓN MEDIA DE LAS ROCAS <br />
<br />
SÍMBOLO NOMBRE % <br />
O Oxigeno 46.71 <br />
Si Silicio 27.69 <br />
Al Aluminio 8.07 <br />
Fe Hierro 5.05 <br />
Ca Calcio 3.65 <br />
Na Sodio 2.75 <br />
K Potasio 2.58 <br />
Mg Magnesio 2.08 <br />
Ti Titanio 0.62 <br />
H Hidrógeno 0.14 <br />
TOTAL 99.34% <br />
<br />
<br />
EXPRESADA EN ÓXIDOS: <br />
Sio2 Sílice 59.07 <br />
AL2O3 Alúmina 15.22 <br />
Fe2o3/Feo Óxidos de Hierro 6.81 <br />
CaO Cal 5.10 <br />
Na2o Sosa 3.71 <br />
K2O Potasa 3.11 <br />
MgO Magnesia 3.45 <br />
Tio2 Oxido de Titanio 1.03 <br />
H2O Agua 1.30 <br />
TOTAL 98.80% <br />
<br />
LA CLAVE DEL PASADO <br />
<br />
Las rocas son también páginas del libro de la historia de la tierra; uno de los <br />
objetivos principales de la geología es descifrar estas páginas y colocarlas en el <br />
orden histórico apropiado, haciendo válida la frase de que “el presente es la clave del <br />
pasado”. <br />
<br />
Por ejemplo la presencia de corales fósiles en una caliza o conchas de animales <br />
marinos, indica que tal caliza fue depositada en el fondo del mar y que lo que ahora <br />
es tierra, estuvo sumergido en el mar; la presencia de salinas señalan la primitiva <br />
existencia de mares continentales que se evaporaron por el calor solar. <br />
<br />
Las rocas estratificadas se acumularon capa sobre capa a través del tiempo, es <br />
evidente que los estratos inferiores serán los más antiguos y los superiores los más <br />
jóvenes. <br />
<br />
En realidad cada estrato contiene fósiles que vivieron en determinado intervalo de <br />
tiempo, por ellos es posible conocer la edad de las rocas. En todas partes, la <br />
sucesión de fósiles revela un gradual despliegue de diferentes formas de vida, y de <br />
este modo es posible seccionar el conjunto de rocas estratificadas en orden <br />
cronológico. <br />
<br />
<br />
3. ORIGEN Y MIGRACION DEL PETROLEO <br />
ORIGEN.-Petróleo (del latín petra = roca y oleum = aceite) es el termino general <br />
con el que se designan todos los hidrocarburos naturales, ya sean sólidos o <br />
gaseosos que se encuentran en las rocas <br />
<br />
El petróleo se compone de una mezcla de hidrocarburos (compuestos de carbón <br />
e hidrógeno) diferentes, por lo general acompañados de pequeñas cantidades de <br />
compuestos de nitrógeno, azufre y oxígeno. <br />
<br />
Siendo fluidos, el aceite y el gas se comportan muy análogamente a las aguas <br />
subterráneas; ocupan los intersticios o espacios porosos de rocas tales como arenas, <br />
areniscas y calizas cavernosas o fisuradas, en aquellos lugares en que estas rocas <br />
almacén están convenientemente encuadradas por rocas impermeables, de modo <br />
que el aceite quede encerrado entre ellas. Las acumulaciones en escala suficiente <br />
para compensar los gastos de explotación, se denominan yacimientos de gas y <br />
aceite. <br />
<br />
El petróleo no conserva evidencia visible de su origen; básicamente se manejan <br />
dos teorías: la inorgánica y la orgánica. <br />
<br />
<br />
La inorgánica sostiene que el aceite se formó por procesos volcánicos y químicos <br />
en la profundidad de la corteza terrestre, desplazándose, posteriormente, a través de <br />
las rocas porosas hasta acumularse en trampas naturales. <br />
<br />
Lo Teoría orgánica es la más aceptada por los científicos, ésta afirma que el <br />
carbón e hidrógeno que forman el petróleo, provienen de restos de plantas y <br />
animales acumulados a través del tiempo geológico. A medida que se acomodaron <br />
los sedimentos, la acción de las bacterias junto con las condiciones de presión y <br />
temperatura dieron lugar a la formación de hidrocarburos <br />
<br />
<br />
Fig. 8 Migración de hidrocarburos <br />
<br />
MIGRACIÓN.-Por migración se entiende el movimiento de líquidos y gases del <br />
lugar donde se formaron (roca madre) y que viajan hacia la roca donde se puedan <br />
acumular (roca almacén) <br />
<br />
La migración es un proceso continuo, una vez que los hidrocarburos son <br />
generados y expulsados de su lugar de origen, sin tomar en cuenta si se mueven a <br />
través de rocas porosas o por un sistema de fracturas. <br />
<br />
Los esquemas sucesivos de la figura 8 muestran el movimiento de ellos. <br />
<br />
En la etapa 1 se ilustra la estratificación del gas, aceite y agua arriba del punto de <br />
rebose de la trampa. <br />
<br />
En la etapa 2 se muestra como los hidrocarburos llenan la trampa hasta el punto <br />
de rebose, causando que el aceite migre hacia arriba. <br />
<br />
La etapa 3 señala como la trampa está llena de gas, éste se mueve debajo <br />
entrando en la trampa, pero un volumen igual se rebasa al mismo tiempo y el aceite <br />
se ha desviado completamente de la trampa.<br />
<br />
<div style="text-align: right;">
<a href="http://sinfolder.blogspot.com/2016/08/manual-de-perforacion-parte-7.html">Ver siguiente (Parte 7)</a></div>
<br />
Pág. 59 - 70 del documento de origen. Esta es la versión txt del
archivo MANUAL DE PERFORACIÓN publicado en
http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/fundamentos-de-perforacion.html<br />
<br />
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