2.5 DETERMINACIÓN DE LOS GRADIENTES: DE FORMACIÓN, DE
FRACTURA, SOBRECARGA E HIDROSTÁTICA
La búsqueda de hidrocarburos a obligado a perforar a mayores profundidades.
Esto exige a la industria petrolera retos cada vez mayores y difíciles de vencer. Entre
estos retos, se encuentra la determinación adecuada de la densidad del lodo para
atravesar las diferentes capas terrestres, la determinación del asentamiento de la
tubería de revestimiento y la geometría del pozo.
El conocimiento exacto de los gradientes de formación y fractura, juegan un papel
de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos.
Constituyen la base fundamental para la óptima programación del fluido de
perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de
revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforación bien
planeados se reduce el daño causado por el fluido a las formaciones productoras, se
aumenta al máximo el ritmo de penetración y se disminuyen considerablemente los
problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberías de revestimiento,
especialmente en zonas con presión anormal donde la presión de formación puede
estar muy cerca de la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la
detección y evaluación de las presiones de formación y de fractura es sumamente
importante, especialmente en la perforación de tipo exploratorio.
El método mas efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar como
se llevara el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el
perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de
fractura, y la densidad del fluido a utilizar durante la perforación. Tiene mas
relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado.
El conocimiento de ciertos principios geológicos y leyes físicas es útil para
comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretación real
de los datos generados durante la perforación y aquellos obtenidos de los registros
geofísicos, esta basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretación
práctica de datos de campo nos dará la mejor evaluación de los gradientes de
formación y fractura.
En los últimos años, se an desarrollado varios métodos y sofwares para la
estimación de los gradientes de presión y de fractura, los cuales son la base
fundamental para seleccionar en forma adecuada las zonas de asentamiento de las
tuberías de revestimiento y determinar las densidades del fluido de perforación para
las diferentes etapas del pozo.
La existencia de formaciones geológicas altamente presurizadas en el subsuelo
ha causado severos problemas durante la perforación y terminación de pozos en
muchas áreas petroleras del mundo. En ocasiones han generado la contaminación
del entorno ecológico, la perdida de vidas humanas, la pérdida de reservas de
hidrocarburos y grandes erogaciones económicas para su control y la forma para
remediar los daños causados.
En nuestro país, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un
rango de edades geológicas que van desde el Terciario hasta el Jurásico, en
profundidades de unos cuantos metros hasta mas de 5 mil en zonas tanto terrestres
como costa fuera.
En la actualidad, con la explotación de los horizontes productores y una baja
importante en la presión de los mismos, ha tenido un impacto importante en las
zonas de transición que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en
donde muchas veces se presentan perdidas de circulación y obligan a la
cementación de tuberías de revestimiento que se encuentran fuera de programa.
Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se a logrado
atenuar la problemática descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una
actualización y divulgación efectiva de los conocimientos necesarios para controlar
este tipo de problemas.
Cabe mencionar que los cambios de presiones están ligados –entre otros
casos- a cambios de temperatura y permeabilidad de los yacimientos, atribuibles a
cambios mineralógicos de las formaciones y por consiguiente, a cambios laterales o
verticales de facies y planos de falla.
GRADIENTE DE FORMACIÓN Y DE FRACTURA
Las propiedades de las formaciones lutiticas se utilizan para predecir y estimar la
magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus
características, y además constituyen un gran porcentaje de los sedimentos
depositados en las zonas petroleras.
Debido a que los estratos lutiticos son notablemente sensibles a los procesos de
compactación, estos an constituido una valiosa ayuda en la detección y construcción
de perfiles de presión. Cuando el agua intersticial es libre de escapar, se desarrollan
presiones normales en las formaciones, la compactación de las lutitas es función
principalmente de la profundidad. Por lo tanto, a mayores profundidades de
enterramiento, es mayor el grado de compactación y la densidad que exhiben.
Las rocas lutiticas con presiones arriba de la normal, presentan una porosidad
mayor que la de una formación de las mismas características con presión normal,
debido a que contienen una mayor cantidad de fluido. Como resultado de lo anterior,
los parámetros de la lutitas sensibles a la compactación y obtenidos de los registros,
son graficados contra la profundidad para determinar una tendencia normal de
compactación. La forma y la pendiente de esta tendencia son características de las
formaciones de una región geológica, de un solo campo y algunas veces, solamente
de un bloque fallado.
Los comportamientos típicos que presentan la resistividad y conductividad en
zonas anormales, también pueden ser originados por formaciones impregnadas de
agua con alto contenido de sales minerales.
Una de las mejores herramientas usadas tanto para la detección como para la
estimación de las zonas con presiones anormales, son aquellas que utilizan los datos
obtenidos de los registros geofísicos, principalmente los sónicos que están menos
influenciados por las características del lodo usado durante la perforación.
CONCEPTOS FUNDAMENTALES
Se hace una breve descripción de las teorías básicas que explican el origen de
las presiones anormales en el subsuelo, así como definiciones y conceptos básicos
necesarios para una mejor compresión del tema.
PRESIÓN HIDROSTÁTICA
Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No
importa cuál sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente
manera:
Ph = pD/10 {kg/cm²}
La presión hidrostática es afectada por:
· Contenido de sólidos.
· Gases disueltos.
Figura presión hidrostática
La diferencia de gradientes de temperatura del fluido.
PRESIÓN DE SOBRECARGA
Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos
contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre
las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera.
S = peso matriz rosca + peso fluido intersticial
S = (1 - ø) P R g D + P f g D
Figura presión de sobrecarga
GRADIENTE DE SOBRECARGA
GSC = (1 – ø) P R + ø P R
Donde:
GSC = Gradiente se sobrecarga (gr/cm³)
ø = Porosidad promedio de las formaciones encima de la profundidad del
punto de interés (%)
PR = Densidad promedio de las rocas encima del punto de interés (gr/cm³)
Puesto que la porosidad no disminuye en forma lineal con la profundidad bajo una
compactación normal de sedimentos, entonces el gradiente de sobrecarga
únicamente se incrementa con la profundidad, pero no en forma lineal. Un valor
promedio del gradiente de sobrecarga es 0.231 kg/cm²/m, que corresponde a una
densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm³.
El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro y debe calcularse para cada
zona especial. Para calcular la presión de sobrecarga se deben leer datos del
registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca
varía linealmente entre dos profundidades, así como determinar la densidad
promedio.
En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de México, la presión de
sobrecarga podría aproximarse así:
S = 0.231 kg/cm²/m
porosidad
Esfuerzo de sobrecarga (prof.)
PRESIÓN DE FORMACIÓN
La presión de formación es aquella a la que se le encuentran confinados los
fluidos dentro de la formación. También se le conoce como presión de poro.
Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser
normales, anormales (altas) o subnormales (bajas).
Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para su
planeación. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varían
entre 1.02 y 1.14 gr/cm³. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir
TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo origen pueden
ser: factores geológicos, técnicos o yacimientos depresionados para su explotación.
Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la
presión hidrostática de los fluidos de formación. Considerando una capa de
sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que más y más sedimentos
se agregan encima de la capa, el peso adicional los compacta. Parte del agua
existente en los espacios porosos se expulsa por compactación. Mientras éste
proceso no sea interrumpido y el agua superficial permanezca continua con el mar
arriba, la presión dentro de la formación se dice que es normal o hidrostática.
A la presión de formación generalmente se le llama gradiente de presión.
Estrictamente no lo es: Ya que el gradiente de presión se obtiene dividiendo la
presión de formación entre la profundidad. Sus unidades serán kg/cm²/m ó lb/pg²/pie.
Sin embargo en la perforación se ha hecho costumbre utilizar densidades como
gradiente.
Si los fluidos de formación son agua dulce, el gradiente normal gn = 1.00 gr/cm³ =
0.1 kg/cm²/m = 0.433lb/pg²/pie.
El gradiente normal en el subsuelo varía entre las diferentes provincias
geológicas, debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades variables de
sólidos disueltos y gas, y están sujetos a diferentes temperaturas y presiones. Por
esto mismo en regiones costeras, el fluido de la formación es agua que contiene
aproximadamente 80,000 ppm de cloruro (agua salada), con una densidad de 1.07
gr/cm³ (8.91 lb/gal), que es el gradiente más terrestre, se ha observado que los
gradientes (8.18 a 8.83 lb/gal) que es el gradiente normal aceptado para regiones
costeras. En zonas terrestres, se ha observado que los gradientes de presión normal
varían de 0.98 a 1.06gr/cm³ (8.18 a 8.83 lb/gal). Debido a que en muchas de éstas
áreas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones el gradiente normal se
define como un valor igual al del agua dulce. Esto es gn = 1.0 gr/cm³ (8.33 lb/gal)
para zonas terrestres.
Una forma práctica y sencilla para describir las presiones anormales, o sea
aquellas en las cuales el fenómeno hidrostático se interrumpió, es como sigue:
P a = 0.1 x g n x Prof. + ? p
Donde:
Pa = Presión anormal de formación (kg/cm²)
?p = Incremento de presión (kg/cm²)
Pa = g a x Prof.
Donde:
ga = Gradiente de presión anormal (kg/cm²/m).
En la figura puede compararse del gradiente de presión anormal ga con el de
presión normal y el subnormal gsn.
Resumiendo, las presiones de formación pueden ser:
Subnormales. Cuando son menores a la normal, es decir a la presión
hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie.
Normales. Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna
de fluidos de formación extendida hasta la superficie. El gradiente de presión normal
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
áreas terrestres.
Anormales. Cuando son menores a la presión hidrostática de los fluidos de
formación.
Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos
aspectos, dentro de los cuales se tienen:
La selección del tipo y densidad del lodo.
La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías de
revestimiento.
La planeación de las cementaciones.
Además, deberán de considerarse los siguientes problemas que se pueden
derivar de las altas presiones:
Brotes y reventones.
Pegaduras de las tuberías por presión diferencial.
Pérdida de circulación por usar lodos densos.
Derrumbes de lutita.
Figura gradiente de formación
PRESIÓN DE FRACTURA
Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y
la resistencia de las rocas.
La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o
cohesión de la roca y de los esfuerzos de comprensión a los que se someta. Las
formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la
roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión
de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las
fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayoría de las
fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se
rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga).
Figura gradiente de fractura
2.6 EXPONENTE “D” Y “DC”
En 1966 Jorden y Shirley desarrollaron una técnica para efectuar presiones
anormales basadas en la interpretación de los datos del comportamiento de la
perforación, especialmente la velocidad de penetración. Esta depende de la presión
diferencial, el peso sobre la barrena, la velocidad de la rotaria y el diámetro de la
barrena.
Los datos para usar la técnica anterior, se obtienen durante la perforación.
La ecuación (R/N) = (W/Db)d, relaciona la velocidad de penetración R, con el
peso sobre barrena W, la velocidad de la rotaria N y el diámetro de la barrena Db. Se
ha demostrado que esta ecuación no describe el comportamiento de la perforación
bajo condiciones reales de campo. Sin embargo, como aproximación empírica, se
puede obtener la relación entre el exponente “d” de la ecuación mencionada y la
presión diferencial. Varían solamente el peso sobre la barrena, la velocidad de la
rotaria y el diámetro de la barrena, todos lo demás parámetros se consideran
constantes. La grafica del exponente “d” contra profundidad, define una tendencia
(inclinación de la pendiente) a medida que se perforen secciones con presiones
normales. La tendencia exponente cambia de dirección cuando se encuentran
presiones anormales y la presión diferencial disminuye.
Para usos de unidades prácticas de campo, se utiliza la siguiente ecuación para
determinar el exponente “d”:
Log (R/60N)
d =
log (12 W/106 Db)
Donde (R/60 N) es menor que la unidad y el valor absoluto de log (R/60 N) varía
inversalmente con R. Por eso, el exponente “d” varía inversalmente con la velocidad
de penetración.
El exponente “d” varía inversalmente con el ritmo de penetración. La tendencia
normal para cada barrena usada en cada zonas normalmente compactadas es de un
aumento gradual con respecto a la profundidad. El comportamiento del exponente
“d” en zonas anormales es característica por su disminución con respecto a la
tendencia normal.
Uno de los factores que más afecta al exponente “d” es la presión diferencial o
sobrebalance mayor de 500 lb/pg². Un método para eliminar el efecto de
sobrebalance, consiste en corregir el exponente “d” multiplicándolo por la relación
entre el peso de la columna normal sobre el peso del lodo por encima del peso
normal que sostiene la formación. Este parámetro modificado es conocido como el
exponente dc y se define de la siguiente manera:
Gradiente Normal
dc = d
Densidad del Lodo
Donde:
dc = exponente d corregido
Las gráficas de los exponentes d y dc contra profundidad son bastantes
similares, pero en esta última, la zona bajo compactada se manifiesta con mas
claridad.
La utilización de estos exponentes tiene algunas desventajas. Las más
sobresalientes pueden ser:
Los cálculos deben hacerse cada metro.
No se consideran parámetros que afectan al ritmo de penetración.
La construcción de la gráfica consume mucho tiempo.
Se recomienda utilizar otros parámetros.
Figura Nomograma para el cálculo del exponente “d”
2.7 GRADIENTES DE PRESION DE FRACTURA Y MÁXIMAS PRESIONES
PERMISIBLES
PRESIÓN DE FRACTURA
Es la presión que rebasa la presión de formación originando una falla mecánica
que se presenta con la pérdida del lodo hacia la fractura.
Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente los
mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se
expresa como un gradiente en kg/cm²/m (lb/pg²/pie) o en kg/cm² (lb/pg²). Graficas o
tablas están basadas en estas unidades.
Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación,
propuestos por los siguientes autores:
· Hubert y Willis
· Mathews y Kelly
· Eaton
Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad
El método para determinar el gradiente de fractura, en el campo es el que se
denomina “Prueba de Goteo”, el cual se expone en otro módulo del manual.
PRESIÓN DE FONDO
Cuando se perfora un pozo la presión del fluido de perforación, se ejerce sobre
los costados del pozo y la mayor presión hidrostática se presenta en el fondo del
agujero.
Sin embargo la presión requerida al circular el lodo por el espacio anular también
actúa sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/cm²
(200 lb/pg²) pero otras presiones adicionales se originaran por la contrapresión del
lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causada por sondeo o
pistoneo.
Por lo que la presión total en el fondo de un pozo de acuerdo al evento puede
llegar a ser la suma de los cuatro conceptos siguientes:
Pf = Ph + (PCTP o PCTR) + Fricción + (ó) – PISTONEO/SONDEO
Donde:
Pf = Presión de fondo en el pozo (kg/cm² o lb/pg²)
Ph = Presión hidrostática de los fluidos en el pozo (kg/cm² o lb/pg²)
PCTP = Presión de cierre superficial en TP (kg/cm² o lb/pg²)
PCTR = Presión de cierre superficial en TR (kg/cm² o lb/pg²)
FRICCIÓN = Perdida de presión por fricción en el espacio anular (kg/cm² o
lb/pg²)
PISTONEO/SONDEO = Variaciones de presión por movimiento de tubería, al
meter o sacar (kg/cm² o lb/pg²)
PRESIÓN DE GOTEO
Para determinar el gradiente de fractura de la formación se realiza la prueba
denominada “de goteo”, con la finalidad de proporcionar con bastante precisión y el
gradiente de fractura de la formación, y así definir la máxima presión permisible en el
pozo cuando ocurre un brote, densidad de lodo máxima a usarse y el asentamiento
de las subsecuentes tuberías de revestimiento.
La razón fundamental de la prueba de goteo es encontrar la presión a la cual la
formación inicia a admitir fluido de control sin provocar fracturamiento de la
formación. El resultado será la suma de la presión ejercida por la columna
hidrostática de fluido empleado más la presión del manómetro al represionar, sin
provocar fracturamiento de la formación.
La presión a manejar en la superficie dependerá del valor de la columna
hidrostática que se utilice en el pozo; a mayor densidad del lodo, menor presión se
requerirá en la superficie.
La máxima presión permisible a la fractura es una limitante en lo referente a
control de pozos. Si esta se rebasa provocará la fractura de la formación y como
consecuencia la pérdida del fluido de perforación, entonces puede ocurrir un
reventón pudiendo alcanzar la superficie por la TR.
80 80
DENSIDAD DEL LODO EQUIVALENTE (DEL)
DLE = PS X 10 + DL
H
Donde:
DLE = Densidad de lodo equivalente gr/cm³
PS = Presión alcanzada en superficie kg/cm²
DL = 1.28 gr/cm³• = Constante
H = Profundidad m
DL = Densidad del lodo gr/cm³
Profundidad
Presión de goteo
80
70
DLE = 80 x 10 + 1.28
H = 2850 m
60
2850
50
40
DLE = 800 + 1.2830
2850
20
10
DEL = 0.280 + 1.28 = 1.56 gr/cm³
1 2 3
Q = Gasto
Presión Máxima Permisible en la Superficie
P. MAX. P. TR = (Gf – Gl) Pz
Donde:
P. MAX. P. TR = Presión Máxima Permisible en TR
Gf = Gradiente de fractura kg/cm²/m
Gl = Gradiente de lodo kg/cm³/m
Pz = Profundidad de la zapata en m
P. MAX = (0.156 – 0.128) 2850
P. MAX = 79.8 kg/cm²
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
Para ver documentos similares, ingresa el tema que requieres investigar en el cuadro de búsqueda. Sin Folder es un Buscador donde se Indexa Material Académico Selecto Periódicamente de Temas Relacionados con el Petróleo y Gas Natural.
