Apuntes Tec de Perforacin II Parte 1

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE TABASCO

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APUNTES DE TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN II

ANTECEDENTES

Se han desarrollado al paso de los años, algunas teorías concernientes al origen del petróleo, pero la más aceptada se basa en que fueron las formas microscópicas de plantas y animales las que actuaron como el núcleo básico para la formación del petróleo. Estos organismos, enterrados bajo capas continuas de sedimento fueron sometidos a una combinación de presión (por las capas subyacentes), calor y acción bacteriológica la cual cambió estos restos en hidrocarburos. El incremento de peso y compactación causó la deformación de las capas de sedimento y forzó a los fluidos contenidos fuera de la roca generadora, causando su migración hacia los poros, fracturas o formaciones permeables. Una vez que estos fluidos alcanzan una formación porosa, posiblemente con una roca impermeable, “caprock” (en la industria del petróleo, roca sello se refiere generalmente como cualquier formación impermeable que pueden atrapar el petróleo, gas o agua, la prevención de la migración a la superficie. Esta roca sello o trampa puede crear un yacimiento de petróleo, gas o agua por debajo de él y es un objetivo principal para la industria petrolera) en la parte superior, se forma un yacimiento. Estos yacimientos pueden ser de cualquier forma y tamaño, pueden estar aislados o unidos con otros, para formar enormes campos. La actividad tectónica que causa los plegamientos subsuperficiales u otras inconformidades puede influenciar el desplazamiento de los fluidos. Las compañías petroleras utilizan una gran variedad de herramientas y aparatos para determinar la localización y tamaño de los yacimientos y para seleccionar un procedimiento económico y seguro para llevar a cabo la producción de los fluidos. Durante la perforación es posible encontrar condiciones normales y condiciones anormales, por lo que la seguridad es un importante aspecto que se debe tener presente cuando se perfora un pozo.

LA INDUSTRIA PETROLERA.

Desde tiempos remotos el petróleo ha migrado desde las capas generadoras, donde fue formado hasta las capas almacenadoras, donde se acumula. Siendo más ligero que el agua, los fluidos tienden a migrar hacia arriba y eventualmente alcanzan la superficie terrestre. Los egipcios cavaban pozos someros para facilitar la recolección del aceite, pero el primer pozo petrolero se perforó en Titusville, Pennsylvania, por el coronel Edwin Drake, en 1859, que utilizó un equipo de pulseta originalmente diseñado para llegar a mantos acuíferos. Penetró 21 metros para alcanzar un yacimiento que aportó 50 bl/día. El capitán Anthony Lucas determinó el lugar preciso para su pozo cerca de Beaumont, Texas usando un mínimo de información. En 1901 usó un equipo con mesa rotaria que alcanzó una


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profundidad de 311 metros y se llegó a un yacimiento que aportó 84,000 BLS/día con el pozo descontrolado debido a una zona de presión anormalmente alta. Con esto, diferentes grupos profesionales comenzaron a incursionar en el campo de la industria petrolera, y la tecnología comenzó a evolucionar. Se examinaron las teorías existentes sobre la creación de los hidrocarburos y se advirtió la presencia de agua salada en los yacimientos, dando pie a la teoría de que las formaciones fueron en algún tiempo lechos marinos. Durante los siguientes 20 años se concentraron esfuerzos en la exploración de yacimientos terrestres y comenzó la exploración de yacimientos marinos. La perforación direccional es la técnica que efectúa la dirección de un pozo a través de una trayectoria predeterminada para interceptar un objetivo subsuperficial designado. Nótese, que esta definición incluye la perforación vertical. Por definición, la perforación direccional no significa necesariamente desviar de la vertical, sino el término se refiere normalmente a la perforación intencional de pozos no verticales. La práctica de controlar la desviación de un pozo se originó a finales de los años 1920’s. Durante ese tiempo, la introducción de un mayor número de aparatos que miden la inclinación revelaron que la mayoría de los pozos estaban desviados de su vertical y que la profundidad del pozo no siempre coincidía con la profundidad vertical verdadera. El interés por la perforación vertical se desarrolló en un inicio con el objeto de regresar a la vertical pozos “torcidos”. Asimismo, durante ese tiempo, se comenzaron a perforar pozos marinos desde los muelles de la costa del Pacifico en los Estados Unidos, para evitar los costosos gastos de estructuras marinas. Conforme pasó el tiempo, estas instalaciones comenzaron a interferir con el tráfico de las embarcaciones, así que esta práctica tuvo que detenerse. La alternativa fue usar equipos terrestres localizados en las playas desviando el pozo y alcanzando su objetivo justo debajo del muelle. Este método de perforación tipo “slant” fue usado también por algunos operadores para extraer, ilegalmente, hidrocarburos de propiedades privadas. Esta práctica se descubrió en 1932 cuando en Huntington Beach, California, se descubrieron dos “pozos misteriosos” que resultaron ser más profundos y más productivos que los pozos circunvecinos. Se sospechó que estos pozos fueron desviados y dirigidos desde tierra para alcanzar yacimientos marinos. A raíz de esto, se crearon problemas legales y el campo de esa localización está bajo supervisión estatal. En nuestros días la Perforación Direccional se puede ver como una ciencia, aun que no siempre una ciencia exacta. Con el uso de las técnicas de Perforación Direccional podemos hacer más económicas la producción de un pozo, además de proteger el medio ambiente sin nuevas localizaciones ni caminos de acceso por enunciar algunos de los beneficios de esta rama de la perforación.


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DISEÑO DE LA PERFORACIÓNDE UN POZO.-

El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la predicción de fracturamiento requiere que la presión de formación sea determinada previamente. Las etapas a seguir durante el diseño de pozos están bien identificadas y son las siguientes:

Recopilación de la información disponible

Predicción de presión de formación y fractura

Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento.

Selección de la geometría y trayectoria del pozo

Programa de fluidos de perforación

Programa de Barrenas.

Diseño de tuberías de revestimiento y programa de cementación

Diseño de las sartas de perforación

Programa hidráulico

Selección del equipo de perforación

Tiempos estimados de perforación

Costos de perforación. Debido a que este proceso es general, puede aplicarse para el diseño de cualquier tipo de pozos y cuyo único requerimiento consiste en aplicar la tecnología adecuada en cada etapa. La planeación de la perforación de un pozo, requiere de la integración de ingeniería, seguridad, ecología, costo mínimo y utilidad.

I. OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN.- El objetivo de la perforación es construir un pozo útil, un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotación racional en forma segura y al menor costo posible. El diseño de un pozo incluye un programa detallado para perforarlo con las siguientes características:

Seguridad durante la operación (personal y equipo)

Costo mínimo

Pozo útil de acuerdo a los requerimientos de producción y yacimientos (profundidad programada, diámetro establecido, etc.).

Cumpliendo lo siguiente:

Seguridad

Ecología


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Costo mínimo

Utilidad Coordenadas del conductor y objetivo.- Una forma de posicionar exactamente un punto en la tierra es mediante el uso de coordenadas U.T.M. (Universal Transversal de Mercator) que son universales y están referidas a cierta proyección cónica de la tierra. Para perforar un pozo, se requiere de uno o más puntos para ubicar la trayectoria que debe seguir un pozo. Una coordenada nos indicará la posición desde la cual se inicia la perforación y otra que nos indicará el punto en el que se localiza el objetivo definiendo así si el pozo será vertical o direccional. Sin embargo, es posible que un pozo sea perforado para alcanzar más de un objetivo. Posición Estructural.- El primer paso en la planeación de un pozo es la recolección de información de los pozos vecinos perforados en el área, una vez que se establecen los objetivos del pozo, se deberán considerar los pronósticos geológicos que consisten en:

1. La columna geológica esperada. 2. Los bloques afallados de estructura para seleccionar los pozos vecinos 3. La identificación de las anomalías geológicas que pueden encontrarse durante la

perforación del pozo. 4. Contar con mapas geológicos para seleccionar los pozos que se revisarán para programar

el nuevo pozo. En la mayoría de los casos se obtiene de primera mano, un plano de ubicación (Figura 1) y un plano de isocimas que muestra las características de la estructura (Figura 2), el cual conforma el yacimiento acompañados generalmente de una sección diagramática que muestra el perfil del objetivo con respecto a pozos vecinos (Figura 3). Profundidad total programada.-

Es la profundidad vertical a la que se encuentra el objetivo, pero cuando un pozo no es perforado en forma vertical, entonces existe una profundidad llamada profundidad desarrollada total, que es mayor a la profundidad vertical total.


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De acuerdo a la profundidad vertical alcanzada, los pozos pueden clasificarse de la siguiente manera:

Someros.- Pozos con profundidad menor de 15,000 ft (4,570 m)

Profundos.- Pozos con profundidad entre 15,000-20,000 ft (entre 4570 – 6,100 m).

Ultra profundos.- pozos con profundidad mayor a 20,000 ft (6,100 m). Diámetro de la tubería de perforación.-

El diseño de un pozo se realiza a partir de la tubería de explotación, lo cual indica que la planeación se efectúa de abajo hacia arriba. La tubería de revestimiento es una parte esencial de la perforación y terminación del pozo. Consiste de tramos de tubería de acero ya sean roscados o soldados uno a otro, para formar un conducto desde la profundidad deseada hasta la superficie. Los diseños más comunes contemplan las siguientes tuberías de revestimiento:

1. Tubería de revestimiento conductora 2. Tubería de revestimiento superficial 3. Tubería de revestimiento intermedia 4. Tubería de revestimiento de explotación.


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Esta última tubería está diseñada para soportar la máxima presión del fondo de la formación productora y debe evaluarse para que también resista las presiones que se manejarán en caso que el pozo se fracture para aumentar su productividad. En el diseño del pozo, ésta se coloca arriba y a través de la zona productora, para evitar derrumbes y mantener el agujero limpio. El diámetro de la tubería de explotación está en función de los requerimientos, expectativas y características del yacimiento, primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formación, los fluidos de control y problemática esperada, verificando los esfuerzos a que estará sometida; es decir, debe diseñarse de acuerdo a los requerimientos de producción, estimulación y reparación del pozo. Preguntas.-

1. ¿Cuál es el objetivo de la perforación? 2. Enumerar en orden secuencial, la información que debe considerar en la planeación de la

perforación.

II. COLUMNA GEOLÓGICA ESPERADA.-

La columna litológica consiste en una secuencia alternada de rocas sedimentarias. Con el estudio sísmico, y los datos geológicos obtenidos de los pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geológica que se espera atravesar en la intervención del pozo a perforar. El conocimiento de estas formaciones geológicas permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales (presiones del fluido anormalmente altas o bajas) que complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforación. Los problemas asociados con sobrepresiones afectan todas las fases de la operación.


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El conocimiento de las presiones en un área determinada ayuda a prevenir problemas. En México, los trabajos de exploración geológica y exploración petrolera han permitido evaluar las formaciones y lograr la elaboración del mapa geológico del país. Casi todas las áreas que actualmente producen hidrocarburos, se hallan en la planicie costera y en la plataforma continental del Golfo de México, sobre una franja que se extiende desde la frontera de Estados Unidos, hasta la margen occidental de la península de Yucatán y del frente de la Sierra Madre Oriental hasta la plataforma continental del Golfo de México.

Las cuencas y plataformas de edad Jurásico-Tardío y Cretácico se desarrollaron sobre un sistema

de fosas y pilares tectónicos, producto de la separación entre América del Norte y África. Este

fallamiento se produjo durante el Triásico-Tardío y dio origen al depósito de las capas


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continentales. Al incrementarse la separación de los continentes, las primeras transgresiones

marinas en las fosas tectónicas pre-existentes, dieron lugar a los depósitos de evaporitas y sal del

SE del país y del Golfo de México.

COLUMNA ESTRATIGRAFICA DEL AREA CHIAPAS-TABASCO.

EDAD FORMACION DESCRIPCION LITOLOGICA

Actual u

Hologeno Reciente

Indeterminado.

Pleistoceno Paraje Solo

Consiste principalmente de arcillas arenosas a muy arenosas gris

verdoso y gris pardusco, bien estratificadas intercaladas con

capas de arena angulosa gris claro de grano medio. En la base

presenta delgadas capas de lignito y pedacería de moluscos.

Plioceno

Filisola

La constituyen potentes cuerpos de arena (98 %) gris claro, de

grano fino a grueso y lentes de lutita arenosa, gris verdoso.

Equivalente a Filisola

Está formado por cuerpos potentes de lutitas arenosas gris

verdoso y gris oscuro, con intercalaciones de capas de arena gris

claro y gris oscuro, de grano medio. Esta zona se distingue

únicamente en los pozos que se perforan cerca de la actual línea

de costa y hasta una línea imaginaria y paralela a la misma,

situada a 30 Km hacia el continente.

Mioceno

Superior

Concepción Sup.

La forman lutitas arenosas gris claro y gris verdoso, bien

estratificadas, incluye capas de arenas gris claro y gris verdoso,

de grano fino a medio.

Concepción Inf.

Está constituida por cuerpos de lutita arenosa gris, gris verdoso

y gris oscuro; intercalada con capas de arena gris claro, arcillosa,

de grano fino.

Mioceno

Medio Encanto

Está representado por potentes cuerpos de lutita ligeramente

arenosa, gris y gris claro, hacia la base se presentan intercalados

cuerpos de arenisca blanca, de grano fino a muy fino.

Mioceno

Inferior Depósito

Presenta potentes cuerpos de lutita gris verdoso, en partes

arenosa, con intercalaciones de arenisca de cuarzos a gris claro,

de grano medio a fino, bien cementada en material calcáreo, se

observan lentes de bentonita gris verdoso. Descansa en

discordancia sobre sedimentos arcillosos del Oligoceno medio.

Oligoceno Oligoceno medio Constituido principalmente por lutita bentonítica gris verdoso,

con alternancia de capas delgadas de bentonita verde y azul-


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verde

Eoceno S/n.

Se compone de potentes espesores de lutita gris claro y gris

verdoso, dura, calcárea y fosilífera. Presenta intercalaciones de

capas de caliza brechoide, blanco cremoso y de bentonita verde

y verde azuloso.

Paleoceno S/n.

Predomina lutita bentonítica gris verdoso, dura y calcárea, en la

cima presenta capas de arenisca gris claro, de grano fino; en la

base se encuentran brechas de caliza blanco cremoso, que

indican la discordancia regional entre el Terciario y Cretácico

superior.

Cretácico

Superior

Méndez

Esta formado principalmente por marga café a café rojizo claro;

hacia la cima presenta brechas calcáreas, blanco cremoso que

incluyen: Mudstone, Wackstone, Packstone y Grainstone.

San Felipe Representado por caliza bentonítica, gris verdoso, con

intercalaciones de finas capas de bentonita verde claro.

Agua Nueva

Consiste de Mudstone blanco cremoso y gris claro, compacto;

presenta microfracturas en ocasiones con impregnación de

aceite; así como abundancia de bandas y nódulos de Pedernal

biogeno gris claro, café claro, gris oscuro, negro y ámbar. Hacia

la base está constituido por Mudstone arcilloso gris, gris oscuro,

café oscuro a negro y gris verdoso.

Cretácico

Medio S/n.

Las rocas que forman el Cretácico medio varían dependiendo de

la zona; dentro del área Chiapas-Tabasco.

1ª - facie: De Sur a Norte, desde las primeras estribaciones de la

Sierra de Chiapas hasta el Sur del campo Sitio Grande,

incluyendo en una línea Este-Oeste los campos: Giraldas, Iris,

Dorado, Mundo Nuevo, etc.; se constituye por calizas de

plataforma -Wackstone, Packstone y Grainstone- de colores

café claro y gris claro.

2ª - facie: Comprende rocas de mar abierto, constituida por

brechas con clastos de calizas, incluyendo restos de

macrofósiles-ruditas-caliza dolomitizada y dolomía, café claro y

gris claro. Esta franja parece corresponder a un margen de

cuenca o talud arrecifal.

3ª - facie: Más al Norte se encuentran calizas de aguas

profundas –de cuenca- como Mudstone blanco cremoso a café

claro, compacto y/o dolomía, café claro y gris claro de textura

microcristalina a mesocristalina.


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Cretácico

Inferior S/n.

Está representado por Mudstone arcilloso gris, gris verdoso y

café obscuro, compacto; Mudstone incipientemente

dolomitizado gris verdoso, gris y café oscuro; en su parte media

y hacia la base, por dolomía gris pardusco y gris verdoso, en

ocasiones con intercalaciones de Anhidrita blanca. En el Norte

del área Chiapas-Tabasco lo constituye un Mudstone gris oscuro

y gris verdoso que hacia la base gradúa a Packstone y

Grainstone de Oolitas. Su espesor varía de 500 m en cuenca a

1000 m aproximadamente en la plataforma.

Jurásico

Superior

Tithoniano

Está constituido en toda el área por Mudstone arcilloso café

oscuro y negro, en ocasiones parcialmente dolomitizado;

además puede estar presente dolomía arcillosa café oscuro.

Estas rocas son consideradas las principales generadoras de

hidrocarburos líquidos y gaseosos. Su espesor varía entre 100 y

600 m.

Kimmeridgiano

Consiste de una secuencia alternante de Packstone y Grainstone

de Oolitas y Pelletoides café cremoso, blanco cremoso y gris

verdoso, compacto, con intercalaciones de Anhidrita blanca en

capas delgadas; en algunos campos del área se presentan las

rocas descritas ligeramente dolomitizadas o en otras

transformadas en Dolomía. Se incluye Mudstone verde claro y

verde oscuro. Estas rocas son consideradas como excelentes

almacenadoras de hidrocarburos, su espesor varia de 200 a 548

m.

Oxfordiano

Está formado por Mudstone y Wackstone café claro, gris

verdoso y gris oscuro, que puede presentar dolomitización

incipiente, en alternancia con capas de anhidrita blanca y yeso

blanco de espesor variable. Incluye Packstone de Oolitas café

claro, compacto. La potencia de estas rocas varia de 255 a 900

m.

Jurásico

Medio Calloviano

Es representado por Mudstone y Wackstone café claro, gris

claro y gris obscuro, compacto, con microfracturas selladas por

calcita, en la parte media y basal, de lo hasta ahora penetrado.

Hacia la cima consiste de Packstone y Grainstone biogenos café

cremoso y gris verdoso, incipientemente dolomitizados,

presenta capas intercaladas de anhidrita blanca y yeso blanco,

ambos de aspecto masivo, incluye además Mudstone arcilloso

gris oscuro y café oscuro, compacto. El espesor penetrado es de

1146 m.


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Arenisca

Caliza


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Sobre las cuencas y paleorrelieves jurásicos y cretácicos de la planicie costera y la margen

occidental del Golfo de México, se desarrollaron durante el terciario cinco cuencas principales, las

cuales de norte a sur se han denominado: Cuenca de Burgos, Cuenca de Tampico-Tuxpan, Cuenca

de Veracruz, Cuenca Salina del Istmo y Cuenca de Macuspana.

Fuera de las áreas tradicionalmente petroleras, situadas en el noreste de México, sólo en la porción central de los estados de Coahuila y parte del Estado de Nuevo León, se ha puesto de manifiesto la presencia de hidrocarburos tanto de sedimentos del Cretácico como en el Jurásico Superior. Esta nueva área productora de hidrocarburos se encuentra dentro de la unidad geológica denominada Golfo de Sabinas, delimitada al oriente y poniente por los paleo-elementos Península de Tamaulipas e Isla o Península de Coahuila, respectivamente. En la figura 4 se ilustra un ejemplo de columnas geológicas esperadas y reales de un pozo ya perforado. Estado mecánico, con columna geológica atravesada y densidad del fluido utilizados durante su perforación. Preguntas.-

1. ¿En qué consiste una columna litológica? 2. ¿Qué permite evaluar los trabajos de exploración geológica y explotación petrolera?


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III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIÓN.-

Desde la planeación del pozo, se incluye un programa para la toma de información que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se corren registros, se cortan núcleos o se efectúa prueba de producción.

Registros

Generalmente el uso de esta palabra está directamente relacionado con los registros de tipo geofísico. Sin embargo, existe otro tipo de registro llamado “Registro continuo de parámetros de perforación”. Es un monitoreo, metro a metro, de las condiciones de perforación. Este registro puede efectuarse en un solo intervalo o bien en todo el pozo e incluye la siguiente información:

Velocidad de perforación

Exponente “d” y “dc”

Costo por metro perforado

Peso sobre barrena

Velocidad de rotaria, RPM

Horas de rotación

Torsión

Temperatura de entrada y salida del fluido

Densidad de entrada y salida del lodo

Contenido de cloruros en el fluido a la entrada y salida

Detección de H2S y CO2

Presión de bombeo

Contenido de gas en el lodo

Gas de conexión

Litología

Emboladas de la bomba

Niveles de presas

Densidad equivalente de circulación

Presión de formación y de fractura

Volumen de llenado

Toneladas-kilómetro acumuladas del cable de perforación

Además del registro anterior, también se incluye el programa en la toma de Registros Geofísicos que incluye en otros, principalmente los siguientes tipos:


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SP: Registro de potencial espontáneo

Como en todo circuito eléctrico, en la cadena lodo-arenas-lutita, existe una caída de potencial, cuando circula la corriente es debida a la resistencia de los conductores. Esta caída de potencial ocurre en el lodo. Si se coloca un tapón aislante en el contacto lutita-arena, que impide que el circuito se cierre a través del lodo, dejará de circular corriente, en este momento de caída de potencial en el sistema es cero y el potencial espontáneo alcanza su valor máximo, esto es lo que se llama SSP. Aplicaciones del registro: Ayuda a determinar la resistividad del fluido de formación (Rw). Mediante las curvas del SSP, se tienen patrones de modelos de sedimentación, tales como arena de playa de mar transgresivo o regresivo, relleno de valle, arenas y lutitas depositadas en un ambiente lacustre arena de barra, secuencia deltaica, una arena de turbidita, depósito de canal de marea y depósito lagunar.

DIL: Registro doble inducción

La sonda de doble inducción, usa un dispositivo inductivo de investigación (ILD) similar al de inducción, otro de investigación mediana (ILM). Además otro dispositivo cuyo radio de investigación es somero (SFL). Aplicaciones del registro: proporciona el valor de la resistividad en la zona no contaminado por el lodo (Rt) y en la zona lavada (Rxo), área inmediata a la pared del pozo afectada por el lodo.

DLL: Registro doble laterolog

Este registro tiene electrodos de corriente y de medida. Los electrodos de corriente empujan corriente dentro de la formación, enfocándola radialmente en un espesor de 2 pies. De esta manera mide el potencial eléctrico necesario para generar una cierta corriente de medida, de donde se obtiene la resistividad de la formación.. Este conjunto de electrodos está diseñado de tal manera que enfoca la corriente lo más profundo dentro de la formación, midiendo la resistividad profunda LLD. Este mismo electrodo está conectado a otro generador de corriente, en otro conjunto de electrodos de medida que lee cerca de la pared del pozo, proporcionando el valor de LLS. Se le anexa también una curva somera MSFL. Se puede obtener simultáneamente un registro de potencial espontáneo, rayos Gamma, calibración e índice de espesor del enjarre. Aplicaciones del registro: para medir resistividades muy altas, tales como los que ocurren en rocas carbonatadas, para el cálculo de saturación de agua principalmente en rocas carbonatadas, así como obtener la interpretación de los hidrocarburos móviles, constituyen un método cualitativo de detección de intervalos fracturados, su orientación y como consecuencia la trayectoria de los fluidos.


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RG: Registro de rayos gamma

El registro de rayos Gamma naturales es una medida de la cantidad de radioactividad natural de la roca, la cual se lleva a cabo mediante un escintilómetro. Los elementos radioactivos se encuentran en mayor concentración en las rocas arcillosas, en tanto que en las rocas limpias, se tiene normalmente bajo contenido de radioactividad (arenas, areniscas, calizas, dolomías). Este registro se puede tomar simultáneamente con otros, en agujeros vacíos o llenos de lodo o en pozos entubados, en este último no se deben de tomar en cuenta sus valores para fines de cálculos. Los factores que afectan la respuesta de los rayos Gamma son: a). Diámetro del pozo: Mientras mayor sea el diámetro del agujero, menor será la intensidad de la radioactividad del registro b). Peso del lodo. A mayor densidad del lodo menor intensidad de las radiaciones registradas. c). Tubería de revestimiento. La tubería reduce la intensidad de la señal que recibe el detector. Definición de las rocas por el contenido de radioactividad.

Muy baja radioactividad. Rocas de radioactividad media Rocas de alta radioactividad Carbón Areniscas Lutita Sal Arenas arcillosas Caliza volcánica Anhidrita Calizas Bentonita Dolomia pura Dolomías arcillosas

Oolitas Aplicaciones del registro: Correlación con SSP. Para definir horizontes geológicos, detección de zonas de alto riesgo en la perforación, distinguir formaciones arcillosas y limpias, evaluación del grado de arcillosidad, análisis de minerales radioactivos y detección de coples de la tubería de revestimiento

BHC: Registro sónico compensado

Fundamento. Cuando un transmisor es activado por un pulso, este genera una onda de sonido, que penetra a la formación midiendo el tiempo transcurrido entre la detección del primer arribo a los dos receptores correspondientes. Los transmisores son activados alternativamente y los valores de Delta t son promediados automáticamente en la superficie.

Aplicaciones del registro: Para determinar la porosidad principalmente en arenas ya que nos indica las zonas gasíferas y la litología (arenas y lutitas), detección de presiones anormales durante la perforación

GST: Registro giroscópico

Cuenta con un giroscopio móvil montado sobre una plataforma de inercia. El eje del giroscopio se mantiene en dirección horizontal orientada hacia el norte u otra dirección de referencia. El azimut y la desviación del pozo se calcula por medio de detectores de posición del giroscopio y de un acelerómetro. Aplicaciones del registro: desviación y dirección del pozo


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FDC: Registro de densidad compensado

La herramienta contiene una fuente que emite rayos gamma en la formación. Los rayos gamma emitidos colisionan con la formación resultando una pérdida de energía. La cantidad de rayos gamma que llegan al receptor ubicado a una distancia corta de la fuente es un indicador de la densidad de formación, ya que el número de colisiones es función directa de la densidad electrónica y por consiguiente de la densidad de la

formación. La profundidad de investigación de la sonda es de 15 cm y va acompañado con una curva de calibre, porosidad y rayos gamma

Aplicaciones del registro: Ayuda a determinar la porosidad, densidad de formación expresada en gr/cm³, litología, minerales, zonas con gas y combinado con el registro del neutrón para la evaluación de arenas.

LDT: Registro de litodensidad

El registro litodensidad es obtenido por una herramienta en la que simultáneamente mide el índice de absorción de captura fotoeléctrica (Pef) y la densidad de la formación b. El factor fotoeléctrico se obtiene de los rayos gamma y puede ser utilizada en la detección de fracturas. Aplicaciones del registro: Densidad de formación y detección de fracturas.

PSS: Registro de potencial espontáneo

Como en todo circuito eléctrico, en la cadena lodo-arenas lutita, existe una caída de potencial, cuando circula la corriente es debida a la resistencia de los conductores. Esta caída de potencial ocurre en el lodo. Si se coloca un tapón aislante en el contacto lutita-arena, que impide que el circuito se cierre a través del lodo, dejará de circular corriente, en este momento de caída de potencial en el sistema es cero y el potencial espontáneo alcanza su valor máximo, esto es lo que se llama SSP. Aplicaciones el registro: ayuda a determinar la resistividad del fluido de formación (Rw). Mediante las curvas del SSP, se tienen patrones de modelos de sedimentación, tales como arena de playa de mar transgresivo o regresivo, relleno de valle, arenas y lutitas depositadas en un ambiente lacustre arena de barra, secuencia deltaica, una arena de turbidita, depósito de canal de marea y depósito lagunar.

SDHT: Registro de echados estratigráficos

Consta de cuatro brazos, formando dos sistemas independientes, perpendiculares entre sí, que se abren y se cierran de acuerdo a la sección del pozo, cada brazo lleva en su extremo un patín a 90º, provisto de uno o varios electrodos que permiten registrar curvas de micro resistividad, con una frecuencia elevada de muestreo. La sonda debe de girar lo suficiente como para asegurar el mejor cubrimiento posible de la circunferencia del agujero. Aplicaciones del registro: en agujero descubierto, nos proporcionan la inclinación de las capas, la búsqueda de trampas estratigráficas (fallas y pliegues), información sobre el patrón de las estructuras internas, la dirección del transporte y en ciertos casos sobre la dirección de acumulación, del modelo de depósito, la desviación y dirección del pozo y la calibración del agujero.


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CBL: Registro de cementación

El CBL mide la amplitud en mili volts, consta de un transmisor que emite ondas acústicas longitudinales, que sigue una trayectoria, viajando a través de la tubería de ademe y detectada por el receptor que está a tres pies y finalmente es enviada a la superficie en donde se registra. En ocasiones la tubería de revestimiento se mantiene bajo presión hasta que fragüe el cemento, cuando se quita la presión, la tubería se contrae lo suficiente como para romper la adhesión del cemento dejando un espacio entre la tubería y el cemento formando un micro-anillo que también puede ser producido cuando se aplica presión y luego se suspende. Esto provoca que el CBL, responda como si fuera mala la cementación. La adherencia del cemento a la tubería se produce más rápidos frente a las formaciones permeables que frente a las rocas impermeables. Esto es lógico ya que el cemento pierde agua frente a las zonas permeables, fraguando más rápidamente, por lo tanto; se recomienda correr este registro después de las 24 hr, de efectuada la cementación de la tubería de revestimiento para una buena interpretación de este registro, tomando en cuenta también el grado de inclinación del pozo y el tipo de fluidos. Además nos puede indicar las zonas de rupturas de la T.R. Aplicaciones el registro: Para conocer la calidad del grado de adherencia del cemento.

Núcleos.-

Las operaciones de corte de núcleos proporcionan muestras intactas de formación. Es el único

método para realizar mediciones directas de las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos

en ella.

A partir de análisis de los núcleos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes

especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, geólogos, ingenieros de perforación e

ingenieros de yacimientos.

Los geólogos y los ingenieros de yacimientos obtienen información sobre:

Litología

Porosidad

Permeabilidad

Saturación de aceite, gas y agua

Interfaces Aceite-Agua, Gas-Aceite

Rumbo y echado de las capas

Para los ingenieros de perforación, la mecánica de la roca proporciona información más detallada

a considerar en los futuros proyectos de perforación.


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Selección de la profundidad de corte del núcleo

La profundidad dónde cortar un núcleo depende de varios factores entre ellos:

1. Tipo de Pozo:

Exploratorio

Desarrollo

2. Tipo de formación requerida

Geológica

Yacimientos

Perforación, etc.

Para casos de los pozos exploratorios, se requiere evaluar los horizontes que por correlación

tienen posibilidades de ser productores.

Se cortan de 1 a 2 núcleos por intervalo dependiendo del análisis de los primeros núcleos. Así

mismo, se busca obtener información geológica adicional como:

Litología

Textura

Edad

Depositación

Planos de fractura

Porosidad, permeabilidad y

saturación de fluidos

Para el caso de los pozos de desarrollo, la

información requerida depende de los

antecedentes de producción de los pozos

de correlación:

Distribución de porosidades

Distribución de permeabilidades

Permeabilidades relativas

Saturación residual de aceite

Mojabilidad

Presión en el volumen poroso

Contacto agua-aceite

Susceptibilidad de acidificación.


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Por lo general se corta un núcleo en cada una de las formaciones que son productoras en los pozos

de correlación.

Tipos de núcleos.-

Existen dos métodos para cortar núcleos:

Núcleo de fondo

Núcleos laterales (pared del pozo)

La selección del método depende de varios factores, entre ellos:

Profundidad del pozo

Condiciones del agujero

Costo de la operación

Porcentaje de recuperación

Las operaciones de fondo permiten la obtención de diferentes tipos de núcleos:

Núcleos convencionales

Núcleos encamisados

Núcleos orientados

Núcleos presurizados

Núcleos convencionales.-

Este se realiza una vez que se ha llegado a la profundidad deseada.

1.-Se baja el barril muestrero con la sarta de perforación y se inicia el corte del núcleo.

2.- A medida que la operación continúa, el núcleo cortado se mueve al barril interior.

3.- Cuando se tiene cortada la longitud programada, se reduce el peso sobre la corona, se

aumentan las rpm y en algunas ocasiones, se detiene la circulación para desprender el

núcleo.

4.- Por este método, se obtienen muestras cilíndricas de 9 m de largo y con diámetros que

van de 2 3/8” a 3 9/16”.

5.- Una vez en la superficie, el núcleo se recupera en el piso de perforación y el geólogo se

encarga de guardarlo en formas orientada.


22

Este método es adecuado cuando se tienen formaciones compactas.

Núcleos encamisados.-

Si se desea cortar un núcleo en formaciones pobremente consolidadas utilizando la técnica

convencional, la recuperación es inferior al 10 % de la longitud cortada. Es preferible encamisar un

núcleo en formaciones suaves, quebradizas o semiconsolidadas.

A medida que se corta, el método consiste en cubrir el núcleo, con una camisa de

neopreno o de fibra de vidrio

La consolidación artificial de núcleo se lleva a cabo congelándolo o inyectándole gel

plástico. Posteriormente se transporta al laboratorio para su análisis.

Núcleos orientados.-

Una de las ventajas geológicas de los núcleos sobre los recortes es que pueden identificar

estructuras diagenéticas y sedimentarias a gran escala. El echado de los estratos, las fracturas y

otras estructuras sedimentarias o diagenéticas pueden evaluarse.

En un núcleo convencional, tal estimación es posible con una exactitud controlada por la

inclinación del agujero nucleado. Por ejemplo, si una estructura tiene un echado relativo al núcleo

y el agujero tiene una inclinación de 3º, entonces el echado verdadero de la estructura puede

estar entre 27º y 33º.

Cuando se desconoce la orientación horizontal del barril, el buzamiento y los echados verdaderos

no se pueden estimar. Además, el buzamiento y los echados verdaderos de las estructuras en

diferentes partes del núcleo pueden desconocerse si el núcleo se rompe en esas partes.

Para conocer la orientación de la herramienta en el fondo del pozo, se instala un multishot en un

lastrabarrena anti-magnético arriba del barril muestrero.

El multishot se fija al interior, lo cual permite que permanezca estacionario con el barril cuando se

corta el núcleo. Se llevan a cabo las mediciones continuas de la inclinación del agujero y de la

orientación de la cara del barril.

Dentro del barril y después de la recuperación, la orientación del núcleo se realiza por medio de

una zapata orientadora fija al core catcher. Este dispositivo contiene tres cuchillas que marcan

ranuras de referencia alrededor del núcleo, a medida que entra al barril inferior.

Con la combinación de las mediciones multishot, la velocidad de penetración y las marcas de

orientación en el núcleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y

buzamiento de las estructuras.

Además, se pueden realizar análisis de mineralogía y mecánica de la roca.


23

Núcleos presurizados.-

En las operaciones convencionales, las propiedades del núcleo cambian a medida que el núcleo

viaja a la superficie. La declinación en la presión y en algún grado en la temperatura, resultan en

una liberación de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificación de la permeabilidad y

porosidad absolutas y efectivas. La exudación y la expansión del gas modifican sustancialmente la

saturación relativa de los fluidos. Un núcleo presurizado permite obtener muestras que

mantengan, lo más cercana de las condiciones originales, la composición y las propiedades

representativas del yacimiento.

Una vez cortado el núcleo, se presuriza el barril por medios mecánicos en la parte superior e

inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales.

Para compensar los cambios de presión por enfriamiento, se tiene una cámara de N2 a presión

regulada. Una vez en la superficie, el núcleo se congela por medio de hielo seco o nitrógeno

líquido durante 12 horas. La desventaja de esta técnica es el costo.

Núcleos de pared.-

Esta técnica se utiliza para recuperar pequeñas muestras de las formaciones ya perforadas a una

profundidad predeterminada. La pistola se baja con cable y se disparan las cámaras de

recuperación.

Cada herramienta puede recuperar un promedio de 30 a 50 muestras a diferentes profundidades y

paredes del agujero. Por lo general, esta técnica se aplica una vez analizados los registros. El costo

es bastante inferior. Las mediciones realizadas a los núcleos de fondo, también pueden efectuarse

a las muestras de pared.

Factores que afectan los

núcleos.-

Existen dos factores básicos que

afectan los núcleos, estos son: el lavado

de la roca por medio de los fluidos que

penetran durante la perforación y los

cambios de presión y temperatura

instantáneos, a los que son expuestos.

Para el primer caso, durante la

perforación, existe el problema dado

por la penetración en la roca. Ello

provoca un desplazamiento de los

fluidos originales (reducción del


24

contenido de hidrocarburos e incremento del contenido de agua) lo que afecta agregando fluidos

diferentes a los originales. (Figura 5).

Para el segundo caso, la presión y la temperatura son cambiadas bruscamente provocando un

efecto durante la medición de la permeabilidad, porosidad y resistividad, las cuales comúnmente

son usadas para definir el factor de resistividad de la formación, el factor de cementación y el

exponente de saturación.

Pruebas de producción “DST”.-

Una prueba de formación “DST” (Drill Stem Test) es un procedimiento que provee una terminación

temporal del pozo, con el propósito de evaluar en forma rápida el contenido de fluidos y las

características de formación para determinar si es comercialmente explotable y optimizar su

terminación.

Esta prueba utiliza la tubería de perforación como medio para conducir los fluidos producidos a la

superficie. Más adelante se describe el aparejo temporal utilizado. La interpretación de la

variación es la fuente principal de información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento.

En la actualidad, los avances tecnológicos en este renglón son considerables. Y diversas

compañías ofrecen un servicio integral, desde el diseño de la prueba hasta su interpretación.

Cualquier prueba de pozo tiene una serie de objetivos. Estos se ven influenciados por

consideraciones técnicas, operacionales, logísticas y por el mismo comportamiento del

yacimiento.

Satisfacer todas las condiciones puede optimar los tiempos y costos de operación. Los servicios

integrales incluyen herramientas de fondo, equipos de superficie y sistemas de adquisición de

datos. La adquisición de datos del fondo del pozo y superficie es un paso esencial para la

evaluación del yacimiento y la toma de decisiones de carácter económico.

En resumen las pruebas DST (Drill Stem Test) se aplican a pozos en agujero descubierto o

entubado. Únicamente varían en los accesorios del aparejo de prueba; básicamente en el

elemento de empaque y el a condicionamiento inicial del pozo.

Pruebas DST para pozos en perforación.-

La aplicación de estas pruebas es común durante la perforación de pozos exploratorios, para

evaluar en forma rápida zonas que por registros presenten posibilidades de contener

hidrocarburos. Una prueba bien dirigida permite obtener una gran cantidad de datos tales como:

índice de productividad, daño, permeabilidad relativa, radio de drene, radio de invasión, espesor,

saturación, límites del yacimiento, mecanismo de empuje, contenido de fluidos, etc.


25

Estos son trascendentales en la toma de decisiones, tales como: si la terminación es

económicamente rentable, diseñar la estimulación o el fracturamiento en caso necesario, optimar

el diseño de la terminación, suspender la perforación, no cementar la tubería de explotación e

inclusive taponar el poso.

Factores que se deben considerar antes de realizar una prueba DST.-

a) Condiciones del pozo:

Historia de perforación

Condiciones mecánicas

Verticalidad

Compactación de la roca

b) Condiciones del lodo:

Tipo de lodo

Densidad

Viscosidad

Filtrado

c) Tubería del aparejo de prueba:

Tensión

Presión de colapso

Pruebas DST para pozos en terminación.-

Las pruebas de producción en la etapa de terminación del pozo, tienen los mismos objetivos que la

prueba en agujero descubierto, con la ventaja de tener cementada la tubería de explotación. Con

lo cual se eliminan riesgos. Se evitan pegaduras por presión diferencial, derrumbes por mala

compactación, irregularidades en el diámetro del agujero, etc.

Los cuidados necesarios antes de realizar esta prueba, son los mencionados anteriormente.

Secuencia que se debe seguir para realizar con éxito una prueba de formación:

Objetivos

Diseño de la prueba

Medidores de fondo y superficie

Monitoreo de tiempo real y toma de muestras de fondo y superficie

Operación y adquisición de datos

Validación de las pruebas


26

Informe final

Preparación del pozo

Selección del equipo

Objetivo de la prueba.-

Una prueba exitosa exige un buen diseño y un objetivo bien definido. Aunque no sea posible hacer

una lista de objetivos que sea suficiente para cada prueba, los más comunes e importantes son:

Evaluación e identificación de los fluidos de la formación

Medición de la temperatura de fondo, las variaciones de presión y los gastos

Determinar la rentabilidad de la terminación

Obtención de la productividad del pozo

Obtención de muestras representativas de los fluidos de la formación, para análisis de

laboratorio PVT (Análisis de presión volumen temperatura)

Determinación de parámetros tales como permeabilidad, índice de productividad, daño,

etc., para diseñar en forma óptima la terminación.

Procedimiento de ejecución.-

Paso 1.- Escariar la última TR con la herramienta adecuada.

Paso 2.- Acondicionar el agujero y tomar los registros necesarios (calibración, de coples, litológico,

etc.)

Paso 3.- Efectuar reunión de trabajo con el personal involucrado, explicando el objetivo de la

prueba, las normas de seguridad y asignar tareas específicas para evitar errores durante las

pruebas.

Paso 4.- Armar el aparejo de prueba y probar hidráulicamente el cabezal de producción y los

preventores con la presión de trabajo de los mismos.

Paso 5.- Bajar el aparejo DST con la válvula principal cerrada, llenar el mismo con el fluido

previamente determinado (agua, salmuera, etc.) y probarlo hidráulicamente (3 veces como

mínimo).

Paso 6.- Mientras se baja el aparejo, instale y pruebe el equipo superficial (tanque de medición, el

separador, el quemador, etc.)

Paso 7.- Armar e instalar la cabeza de prueba, las líneas de control y efectuar la prueba hidráulica.

Paso 8.- Anclar el empacador siguiendo las indicaciones de la compañía.


27

Paso 9.- Abra la válvula principal:

Deje 14 kg/cm2 de presión testigo en la TP

Cierre los preventores

Aplique presión al espacio anular hasta que observe variación de la presión testigo dejada

en la TP, lo cual indicará que la válvula ha sido abierta. Cuantifique el volumen utilizado

para represionar.

Paso 10.- Abra el pozo al tanque de medición por el estrangulador, hasta que se recupere el

volumen de fluido programado (1er. Periodo de flujo).

Paso 11.- Proceda a efectuar el cierre de fondo, cerrando la válvula principal mediante el

represionamiento del espacio anular. La duración recomendada es de 2 horas.

Paso 12.- Abra la válvula principal y efectúe el 2do. Periodo de flujo, midiendo el gasto en el

tanque. La duración de este periodo será de 3 horas o el necesario para recuperar el volumen

programado.

Paso 13.- Antes de analizar este periodo de flujo operar el muestrero.

Paso 14.- Efectúe el cierre final desfogando la presión del espacio anular. El tiempo recomendado

para este periodo de restauración de presión es de dos veces el periodo anterior de flujo, si se

presentó alta productividad y de tres veces si la producción fue baja.

Paso 15.- Abra la válvula de circulación y control del pozo por circulación inversa.

Paso 16.- Desancle el empacador.

Paso 17.- Desconecte la cabeza de prueba y recupere el aparejo de prueba.

Paso 18.- Elabore un informe completo de interpretación, recomendaciones y conclusiones de la

prueba efectuada.

Preguntas.-

1. Mencionar las principales características petrofísicas que se obtienen a partir del análisis

de núcleos.

2. Enumerar los factores que deben considerarse al realizar una prueba de producción DST,

durante la perforación.


28

IV. RECOPILACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN DE POZOS DE

CORRELACIÓN.

Uno de los aspectos más importantes en el proceso del diseño de la perforación de un pozo es el

de determinar las características técnicas (formaciones a perforar, estabilidad, etc.) y problemas

que se podrían encontrar durante la perforación del mismo. Esto se puede realizar mediante el

análisis de la información generada en campo.

De la calidad y cantidad de información disponible dependerá la calidad del proyecto a realizar.

Pozos exploratorios.- la información disponible para el diseño de la perforación en pozos

exploratorios se limita a estudios geológicos y geofísicos realizados en el campo prospecto, el

conocimiento geológico del área permitirá:

Determinar la geología del pozo a perforar

Identificar anomalías geológicas que pueden encontrarse durante la perforación.

El empleo de la información geofísica, en particular información sismológica permite determinar la

litología a perforar, presiones de formación y fractura, propiedades mecánicas de las formaciones

y echados de las formaciones.

Pozos de desarrollo.- si el pozo prospecto es de desarrollo se contará con la información

generada durante la perforación de pozos ya perforados anteriormente en el mismo campo.

Registro geofísicos.-

La existencia de ciertos registros geofísicos constituye una poderosa herramienta para predecir lo

que se espera en el pozo a diseñar. Por ejemplo, los registros de resistividad y/o porosidad nos

permiten efectuar una predicción adecuada de las presiones de formación y fractura que es una

información fundamental para poder realizar el diseño apropiado del pozo a perforar. De la

cuantificación correcta de estas presiones dependerá la profundidad de asentamiento de tuberías

de revestimiento, programas de densidades de fluidos de perforación, diseño de las lechadas de

cemento y diseño de tuberías de revestimiento, es decir del diseño total del pozo. Además el

hecho de perforar el pozo hasta el objetivo planeado dependerá muchas veces de la cuantificación

correcta de estas presiones.

La sección estructural se va correlacionando con los contactos geológicos para programar el

diseño y asentamiento de tuberías de revestimiento, densidad de los fluidos de control y zonas de

presiones anormales.

La existencia de zonas problemáticas puede comprenderse mejor si se cuenta con información de

carácter geofísico. Las zonas arcillosas son potencialmente zonas problemáticas durante la

perforación.


29

La forma en la que el material arcilloso se encuentra depositado, afecta algunos parámetros, los

cuales son obtenidos por medio de los perfiles dependiendo de la proporción de arcillas presentes,

sus propiedades físicas y la forma en que se encuentran. Estudios al respecto muestran que el

material arcilloso se encuentra depositado en tres formas:

Laminar

Estructural

Dispersa

Laminar.- Consiste en una serie de lutitas y/o arcillas en forma de laminar, depositadas entre las

capas arenosas y/o limolíticas.

Aunque este tipo de arcillas no tiene mucha injerencia en la porosidad pero si en los registros, en

especial los Rayos Gamma, Inducción de alta Resolución (HRI).

Estructural.- Este tipo de arcilla se encuentra presente en forma de granos o nódulos en la matriz

de la formación, es decir, forma parte del cuerpo, aunque este tipo de arcilla le afecta a la

porosidad se considera con las mismas propiedades de las arcillas laminares.

Dispersa.- Este tipo de arcilla se encuentra en dos formas diferentes:

En forma de acumulaciones adheridas a los granos o revistiendo los mismos.

Llenando parcialmente los canales porosos más pequeños (intergranulares, intersticios), este tipo

de arcilla reduce la porosidad considerablemente.

Todas las arcillas pueden presentarse simultáneamente en la misma formación, sin embargo por lo

general la arcilla predomina en una sola capa o tipo y se han originado “Modelos simplificados”,

los cuales permiten obtener valores razonables de porosidad y saturación de agua, dependiendo

del tipo predominante de arcilla.

En la práctica y para conceptos de interpretación se considera que las arcillas laminares y

estructurales, tienen en promedio, las mismas propiedades que las arcillas de las capas

adyacentes, ya que teóricamente están sometidas a la misma presión de sobrecarga y que son

regularmente uniformes.

Comportamiento de los diferentes registros frente a intervalos de zonas arcillosas.-

Los registros de resistividad son afectados debido a las bajas resistividades de las arcillas, esta

reducción es en mayor proporción en arenas arcillosas de tipo laminar y estructural que en las

dispersas.

La curva SP varía cuando se perfora con lodos base agua, cuanto más grande sea la proporción de

arcillas más reducida será la desviación o valor de la curva SP respecto al valor de este en una

formación limpia de suficiente espesor, que tuviese el mismo tipo de agua de formación.


30

Cabe mencionar que además la presencia de hidrocarburos, también contribuye a reducir aún más

el valor de la curva SP y es mayor en arenas arcillosas.

Esta reducción de la curva SP es más notoria en las arcillas tipo laminar y estructural que en la

dispersa, la desviación de la curva una vez corregida por espesor de la capa se le conoce como SSP

(Potencial Espontáneo Pseudoestático).

Otros tipos de registros:

Densidad: Es el perfil de la densidad, responde a la densidad electrónica del medio, la presencia de

arcillas en la formación produce aumento de la porosidad efectiva que puede obtenerse del

registro, ya que por lo general, la densidad de las lutitas están en el orden de 2.2 a 2.65 gr/cc.

Neutrón: El registro neutrón responde a todo el hidrógeno contenido en la formación, esto

también incluye el hidrógeno en el agua intersticial presente en las arcillas, lo cual significa que la

lectura del perfil se encuentra incrementada por efecto de arcillas presentes en la formación.

Sónico: La presencia de arcillas en la formación afecta a la lectura del registro, aumenta

dependiendo del tipo de distribución de la arcilla presente ya sea laminar, estructural o dispersa.

Estas consideraciones aplican más a formaciones compactas. Como anteriormente se mencionó

con los registros anteriores se puede efectuar el cálculo de volumen de arcilla (Vsh), para fines de

porosidad efectiva y la saturación del agua.

El análisis de registros en arenas arcillosas es difícil especialmente cuando se tienen resistividades

bajas en el orden de 1 0 2 ohms y cuando los registros de Densidad Neutrón demuestran pobre

desarrollo en la porosidad.Años atrás no era muy atractiva la perforación en campos con

yacimientos en formaciones de este tipo debido a la elevada inversión económica. Hoy en día son

grandes desafíos al perforar y producir a un costo menor. Se cuenta con herramientas y técnicas

de nueva tecnología, las cuales nos ayudan a obtener información directa de los fluidos en los

yacimientos, así como también imágenes de la formación conjuntamente con sus características y

comportamiento.

Registros de fluidos de perforación.-

El diseño de los fluidos de perforación va en función de la litología, temperatura, hidráulica, tipo

de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundización), perfil del agujero, programa de

diámetro del agujero y tuberías de revestimiento (convencional, esbelto, núcleos continuos, etc.),

profundidad del pozo, logística, daños a la formación y restricciones ambientales.

Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y características apropiadas para todas las

operaciones que se realizarán considerando los costos de los mismos.


31

Durante la intervención del pozo se lleva un registro de fluidos de perforación con la finalidad de ir

monitoreando su comportamiento y comparando con las estadísticas de los pozos vecinos.

Los reportes de fluidos describen las características físicas y químicas del sistema de lodos, los

cuales se hacen diariamente.

La figura 6 ilustra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente información:

Nombre del pozo

Fecha

Profundidad

Datos de la Bomba de lodos

Equipo para el Control de sólidos

Densidad

Viscosidad Marsh

pH del Lodo

Viscosidad plástica

Punto de cedencia

Geles

Contenido de cloruros

Contenido de ión calcio

Contenido de sólidos

Filtrado

% de aceite

% de agua

Cantidad de sólidos

Temperatura

Filtrado

Volumen de lodo en pozo

Volumen de lodo en presas de trabajo

Volumen en tanques de reserva

Existencia de materiales

Consumo de materiales

Estado mecánico del pozo

Sarta de perforación

Cantidad de barita

Hidráulica

Tipo y diámetro de barrena

Litologías

Operaciones (avance y/o 24 hr)

Etc.


32

REPORTE NUMERO : 34 ETAPA 18 1/2"

FECHA PROFUNDIDAD 00:00 HRS. 1300

DIAS DE OP. PROFUNDIDAD 24:00 HRS. 1300

POZO JUSPI 101 A EQUIPO : PM-305 ÁREA REFORMA AVANCE: 0

SUPERVISOR DE OBRA : ANTONIO FERNANDEZ RAMOS DISTRITO: REGION SUR

1050.00

LB/FT D.E D.I LONG D.E pulg D.I pulg Prof. mts. MARCA DE LA BOMBALEWCO MARCA DE LA BOMBA BAOJI

Tipo TP 19.5 5.000 4.276 839.04 COND 30 29 Camisa 6 1/2 Eff. % Camisa 6 1/2 Eff. %

Marca HW 50 5.000 3.000 112.09 TR 20 19.125 Carrera 12 90 Carrera 12 90

S/T HTA 175 9.500 2.812 98.87 Emboladas x min. Emboladas x min.Gasto (gal/min.)

PSM P. BOMBA ULTIMOS Tiempo de Atraso (min.)Area Tot.de Tob. 0.000 ROTARIA EPM METROS Tiempo Circ. Total (min.)

TORQUE GASTO HORAS

PROM.

PIPA PIPA

15:00 23;00

Metros 1300 1300

gr/ cm³ 1.22 1.22

seg. 62 62

ºC

ºC 65 65

ml 4.0 4.0

mm. 1.0 1.0

cps. 29.5 29.5

cps. 22 22

Lb/ 100ft² 15 15

Lb/ 100ft² 8/ 15 8/ 15

% 12 12

% 13 13 M3 M3

% 75 75 321.00 FLUIDO INICIAL 380.00

85 85 97.00 Fluido Recibido 1659.00

15 15 0.00 Fluido Generado 232.69

ml.H SO 7.0 7.0 0.00 Fluido Perd. Superf. 22.00

ppm 144,230 144,230 Fluido Perd. En impreg. 0.00 Fluido Perd. En impreg. 127.13

Volts 1050 1050 Fluido Cons.Eq.Ctrol.Sol. 0.00 Fluido Cons.Eq.Ctrol.Sol. 117.30

ml 1.4 1.4 Fluido Perdido Por Contaminación.. 0.00 Fluido Perdido Por Contaminación.. 17.00

Kg/ m³ 25.94 25.94 Fluido Perdido en Evaporacion. 0.00 Fluido Perdido en Evaporacion. 20.26

RPM 59 59 Fluido Enviado 0.00 Fluido Enviado 435.00

RPM 37 37 Fluido Perd.en Formación 0.00 Fluido Perd.en Formación 735.00

RPM 27 27 Fluido Actual 418.00 Fluido Actual 418.00

RPM 18 18

RPM 8 8 A. IM PACTO (4) LIM PIA LODOS CENTRIFUGAS 2 T.HELICOIDAL 2 DIA

RPM 7 7 Marca DERRICK DERRICK DERRICKDERRICK 1

Malla 2)120,1)100 4)140 ALTA/BAJA 1

Hrs.Op. 24 24 24 24 1

Hrs.Esp. 0.0 0.0 0.0 0.0 1

Hrs. F/S 0.0 0.0 0.0 0.0 1

Servicio ingenieria 1

Costo Diario Barita

BA

RIT

A

DIS

PE

RM

UL

I

DIS

PE

RM

UL

II

PR

OT

OX

OH

LIG

NA

MIN

CL

OR

UR

O D

E

CA

LC

IO

GE

LT

EX

CA

CO

3 F

INO

CA

CO

3 M

ED

IO

PR

OS

EA

L P

LU

G

DIS

PE

RM

UL

TH

IN

MO

NO

ET

AN

OL

AM

INA

PR

OT

ED

ES

FR

EE

PR

OS

EL

LO

F/M

AS

FA

LT

O M

OL

IDO

PH

EN

OS

EA

L

BE

NT

ON

ITA

Inicial 157.764 13 6 98 100 60 90 0 110 50 40 2 8 310 42 100 100

Recibido

Enviado

Usado

Actual 157.764 13.0 6.0 98.0 100.0 60.0 90.0 0.0 110.0 50.0 40.0 2.0 8.0 310.0 42.0 100.0 100.0

Conc. Actual 180.35 4.61 2.19 9.11 7.42 10.77 2.74 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Conc. Anterior 128.65 3.42 1.59 6.61 5.56 7.85 1.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Consumo Acumulado 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Unidad (kgs o Lts) 1,000 208 208 25.0 22.7 36.36 25 50 50 22.5 19 208 208 25 22.7 18.18 50

Volumenes en el Sistema Movimientos de Fluido Gradiente de Fractura Tiempos de Perforación

Pozo y Volumen Agregado VIAJE

Presa de Asentam. 600 59 59 Pres. de Fract. calc. CIRCULA

Presa Reserva A. de Mar 0.00 Diesel 0.00 300 37 37 Prueba de goteo CONFORMA

Presa de Succion y Mezclado Salmuera 0.000 Barita 0.000 200/100 16/10 16/10 D.E.C. 1.22 INSTALA U.A.P.

Vol. Total Agua Perf. 0.00 Químicos 0.000 6/3 4/2 4/2 Prof. de la Zapata 1050 REBAJACEMENTO

Fluido Inicial 321.00 PERD. PRESION Kg/cm2. Pres. Dif. Max. TRABAJO SARTA

Densidad gr/cc. Fluido Recibido 97.00 Caida Pres. en T.P. #¡DIV/0! OP. SUSPENDIDA

Sol. de Baja Grav. , %Vol. 345135.54 Fluido Generado 0.00 Caida Pres. en BNA. 0.00 Datos de Desviacion. REPASA Y CONFORMA

Kg/m3. ######### Fluido Perd. Superf. 0.00 Caida Pres. en D.C. #¡DIV/0! Prof. des. (Mts.) 0

Sol. de Alta Grav.,%Vol. -200903.04 Fluido Perd. En impreg. 0.00 Caida Pres. en E.A. #¡DIV/0! Prof. Vert. (Mts.) 0.00

Kg/m3. ######### Fluido Cons.Eq.Ctrol.Sol. 0.00 Caida de Pres.Total #¡DIV/0! Ang. grad. 0.00 REPOSA BACHE

Densidad Promedio de los Solidos -0.01 Fluido Perdido Por Contaminación.. 0.00 Pres. de Bbeo. 0 Rumbo 0 BOMBEO FLUIDO DE CONTROL

Sólidos perf. inc. % Vol. 239.30 Fluido Perdido en Evaporacion. 0.00 V.A. en T.P. y A. TONS. DE RECORTE PROCESADO ESPERA MATERIAL Y/O PRODUCTOSEfic. control de sól. 0% Fluido Enviado 0.00 V.A. en D.C. y A. 40.99 Recorte Proc. ESPERA FRAGUADO

Dilución 2.00 Fluido Perd.en Formación 0.00 V.A. en T.P y T.R 28.12 Recorte acum. Fluido Actual 418.00 Total hrs. 0

ITF CIA. Protexa SA de CV Costo Diario de Materiales Costo Acumulado Materiales

REPRESENTANTE DE PEP

Vol.total circulante anterior

418.00

Relacion Aceite/ Agua

321.00

1.22

Exc. De Cal

Enjarre

Va

Litología:

ASIST. TEC. ESP.

Sólidos

Lectura 100

Vp

Yp

SILOS 75 TONS.

Gel 0/ 10

REPORTE DIARIO DE FLUIDOS

FECHA DE INICIO

BARTOLO JIMENEZ H./LUIS MIGUEL ACUÑA E.

0.00

Lectura 3

1050.00BAKER

Lectura 300

Lectura 200

DISTRIBUCION DE TPDATOS BARRENA

Diametro:

115

TR's

30-ago-09

34

50.00

Hrs. Tomada de la muestra

28-jul-09

Datos de Circulación

Condiciones de OperaciónNo.Toberas

Muestra Tomada En.

1

Equipo de Control de Solidos.

BALANCE DE VOLUMENES. VOL. ACUMULADOS

SERVICIOS Y EQUIPOS AUXILIARES

RAMPA MAT. QUIM.

SERV. Y EQ'S

PRESA RVA. 50 M3

CANTIDAD

1SERV. OBREROS

00

34

DIAS ACUM.

3

34

RESUMEN OPERATIVO

0

TRATAMIENTO Y RECOMENDACIONES

Profundidad

Densidad

Emulsion

Aceite

Alcalinidad Pm

Salinidad

Viscosidad

Temp. Salida

Agua

34

Fluido Inicial

34

3

1

Fluido Generado

Fluido Recibido

34

Temp. Analisis

Filtrado APAT

PREPARA Y BBEA BACHE

E X I S T E N C I A D E M A T E R I A L Q U I M I C O

Reología e Hidráulica

Acumulado

Acumulado

AgNO3

ENRIQUE VAZQUEZ LOPEZ

81.00

LUIS MIGUEL ACUÑA E./BARTOLO JIMENEZ H.

OPERACIÓN DE PISO

143.00

194.00

18.500

Fluido Perd. Superf.

Lectura 600

Lectura 6

PROPIEDADES DEL FLUIDO EMULSION INVERSA

DE ACUERDO A LOS REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS DEL ANEXO "S" SE REALIZAN TRABAJOS DE MANTENIMIENTO DEL FLUIDO DE CONTROL EN EL POZO JUSPI 101-A ESTABLECIDOS EN LOS SIGUIENTES INCISOS III.1.12.3.1, III.1.12.3.2, III.1.12.3.3, III.1.12.3.5, III.1.12.3.6,

00:00-24:00 CON BNA 18 1/2" Y SARTA EMPACADA ESTACIONADA A 1050 MTS. CON PNAL DE CIA PROTEXA EN PRESENCIA DE SECCCION QUIMICA PEMEX SE REALIZAN ANALISIS FISICO QUIMICOS AL FLUIDO RECIBIDO (ESPERA 101 HRS).

NOTA: VOL. DE LODO PERDIDO EN FORMACION DEL DIA = 0 M3 VOL. PERDIDO ACUMULADO = 735 M3

+++ SE RECIBIO 97 M3 DE FLUIDO DE CONTROL E. I. CON FOLIO No . PTXA. INTEG. 140 Y 144 /2009 .

SE SOLICITA PNAL DE RIGLANG DESTAPAR EL TANQUE VERTICAL. ACTUAL : CON BNA 18 1/2" Y SARTA EMPACADA ESTACIONADA A 1050 MTS. CON PNAL DE CIA PROTEXA EN PRESENCIA DE SECCCION QUIMICA PEMEX SE REALIZAN ANALISIS FISICO QUIMICOS AL FLUIDO RECIBIDO (ESPERA 106 HRS) SIG : CONTINUAR RECIBIENDO F.C. PROG : CONTINUAR PERFORANDO A 1550 MTS. NOTA : SE ENCUENTRA EN LA LOCALIZACION 4 PIPAS CON LODO E.I. DE PLANTA ROBERTO AYALA (CFM-258, CFM 259, VALLS 08 Y TICSA 02) , 1 PIPA CON LODO S/P (TICSA 35).


33

Historia de la perforación.-

Registra todos los eventos ocurridos durante la perforación, destacando la información relevante,

así como los problemas encontrados, registros geofísicos tomados, récord de barrenas, equipo de

perforación, etc. Además de toda la información que se considere pertinente.

Resumen de Operaciones.-

Se realiza un programa resumido de las operaciones que se ejecutan durante la intervención del

pozo, así al término del mismo se hace un resumen operacional el cual consiste en un informe de

operaciones donde se van detallando las operaciones a medida que se está interviniendo el pozo,

con sus operaciones normales, problemática que se presenta, como fue solucionada,

asentamientos de tuberías de revestimiento, cementaciones, días de duración de cada etapa de

perforación, cambio de etapa, días totales.

Todo lo anterior es con la finalidad de tener estadística y conocer más del campo, verificando el

tiempo programado durante la intervención con el tiempo real, correlacionando para futuras

programaciones de perforación en el mismo campo.

Distribución de tiempos.-

En el programa detallado para la perforación de un pozo, se tiene el tiempo estimado en perforar.

La distribución de tiempos de los pozos vecinos previamente perforados sirven como referencia

así como estadísticas y el tiempo real que utilizaron por ejemplo:

Perforando

Registros geofísicos (Registros eléctricos)

Preparativos e introducción de TR

Preparativos y cementado

Instalación o desmantelamiento de BOP´s o CSC (preventores o conexiones superficiales

de control)

Probando BOP´s o CSC

Circulando

Viajes, armar, desconectar barrena, herramientas, tubería de perforación, etc.

Desplazamiento de fluidos

Cortando y recuperando núcleo

Rebajando cemento, pruebas de tuberías de revestimiento

Servicios direccionales

Deslizando y cortando cable

Pláticas de seguridad o simulacros

Esperando fraguado

Es muy importante correlacionar para las futuras programaciones y diseños de perforación en el

mismo campo.


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En la figura 7 se ilustra un formato de la distribución de tiempos en la perforación de un pozo.

Registro de barrenas.-

En cada pozo que se va interviniendo se lleva un registro de las barrenas con la finalidad de

programar en el próximo diseño de pozo las barrenas ideales para cada formación y condiciones

de operación óptimas de trabajo para cada etapa.

La estadística consiste en:

Número de barrenas

Características

Rendimiento

Condiciones de operación

Tipo de Fluido

Desgaste

Observaciones

En la figura 8 se ilustra un formato del registro de barrenas.

Configuraciones estructurales.-

La ubicación estructural para el diseño de un pozo de desarrollo proporciona información valiosa

para el inicio de los trabajos ya que de ellos depende en gran parte el éxito de la perforación.

Preguntas.-

1. ¿Qué permite conocer el aspecto geofísico del área donde se perfora?

2. ¿Para qué nos sirven los Registros geofísicos o Registros eléctricos, al planear la

perforación de un pozo?

3. ¿En qué forma se encuentra depositado el material arcilloso?




35

Ejemplo de Distribución de tiempos.-


36

Ejemplo de Registro de barrenas.-


37

V. DETERMINACIÓN DE LOS GRADIENTES DE PRESIÓN (FORMACIÓN Y

FRACTURA).-

La búsqueda de hidrocarburos ha 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 las tuberías de revestimiento y la geometría del pozo. El conocimiento exacto de los gradientes de formación y de 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 lodo 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 lodo 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 a 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 más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo se llevará 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 el peso del lodo a utilizar durante la perforación. Tiene más 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 las presiones anormales. Sin embargo, la interpretación real de los datos generados durante la

perforación y aquellos obtenidos de los registros geofísicos, está 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 su fractura.

En los últimos años, se han desarrollado varios métodos y software 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 han 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 pérdida 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 del Terciario hasta el Jurásico, en profundidades desde unos cuantos metros hasta 5,000 m en zonas terrestres como costa afuera.

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


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las zonas sobrepresionadas de las productoras, en donde muchas veces se presentan pérdidas 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 ha 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. Clasificación de las presiones.-

Así pues, las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la presión hidrostática de los fluidos de formación. Si se considera una capa de sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que más sedimentos se agregan encima de la capa, el peso adicional las compacta. Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por la compactación. Mientras este proceso no sea interrumpido y el agua superficial permanezca con el mar arriba, la presión dentro de la formación se dice que es normal o hidrostática.

Por definición, la presión hidrostática es la presión ejercida por el peso de una columna de agua. Cualquier presión mayor a la presión hidrostática, es una presión anormalmente alta, así también, presiones menores a la hidrostática son llamadas presiones subnormales o anormalmente bajas.

A la densidad de los fluidos de formación, generalmente se les llama “gradiente de presión”, aunque estrictamente no lo es, puesto que el gradiente de presión se obtiene dividiendo la presión de formación entre la profundidad y sus unidades son kg/cm²/m en el Sistema Internacional y lb/pulg²/pie en el sistema inglés. Sin embargo, se ha hecho costumbre en el ambiente del campo utilizar densidades como gradientes, lo cual dimensionalmente no implica error.

Se debe considerar como sobrepresión de la formación, a la presión ejercida por algún fluido dentro de los poros de la roca y que es mayor a la presión hidrostática ejercida por una columna de agua salada con densidad equivalente a 1.07 gr/cm³ y una concentración de cloruros de 80,000 ppm a la profundidad a la que se encuentren los fluidos en la formación. Este valor es aceptado para las regiones costera y costa afuera. En regiones continente adentro se ha observado que los gradientes de presión normal varían de 0.098 a 0.106 kg/cm²/m, equivalentes a una densidad de 0.98 a 1.06 gr/cm³. Debido a que en muchas de estas áreas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones el gradiente normal se define como un valor igual al del agua dulce, esto es, una densidad de 1.0 gr/cm³ para zonas continente adentro.

Se ha establecido que el gradiente anormalmente alto es mayor al equivalente en densidad de 1.07 gr/cm³ cerca de las costas y costa afuera y 1.0 gr/cm³ en zonas continente adentro, especialmente en las partes altas; sin embargo, no existe un límite bien definido para su valor máximo, aunque en términos generales se acepta un equivalente en densidad de 2.30 gr/cm³ o un gradiente de 0.230 kg/cm²/m. Las presiones de yacimiento más altas que se conocen son del


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orden de 2.10 – 2.15 gr/cm³, aunque también se han encontrado flujos de agua salada que requieren densidades mayores a 2.40 gr/cm³ para poder ser controlados. Después de estas consideraciones, se puede hacer la definición siguiente como resumen general

de presiones.

1. Presión de formación o de poro. Es la presión que ejercen los fluidos (gas, aceite, agua dulce, agua salada o las combinaciones de estas) contenidos en los poros de las rocas. A esta presión también se le conoce como presión de roca, de yacimiento, de poro, de depósito y se clasifican de la siguiente manera. a. Presión subnormal: cuando la presión es menor a la normal, es decir, a la presión

hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. (Figura 9)

b. Presión normal: Cuando es igual a la ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie y que es equivalente a una densidad de 1.07 gr/cm³ en zonas costeras y 1.00 gr/cm³ continente adentro. (Figura 10)

c. Presión anormalmente alta: Cuando es mayor a la presión hidrostática de los

fluidos de formación normal. (Figura 11)

Si se considera que parte de los fluidos están siendo sometidos a una compresión mayor mientras más se profundiza, entonces es necesario manejar un concepto adicional que ayudará a comprender mejor los problemas que se generan y que puede prestar un auxilio eficaz en el control adecuado de las presiones.

2. Presión de sobrecarga: Es la presión ejercida por el peso combinado de todos los materiales y los fluidos contenidos en los poros de las rocas de una formación en particular a una determinada profundidad. La presión de sobrecarga máxima aceptada es igual a un equivalente en densidad de 2.30 gr/cm³.

3. Esfuerzo de matriz: Se considera como esfuerzo de matriz la resistencia que ofrece la roca para ser perforada, tanto en su estructura y dureza física, como en su cohesión molecular. El esfuerzo de matriz para una presión normal, resulta de restar al gradiente de sobrecarga la presión de poro. Por tanto, el esfuerzo de matriz para una presión de poro de 1.07 gr/cm³ es igual a un equivalente en densidad de 1.23 gr/cm³. (Figura 1)

2.30 gr/cm³ – 1.07 gr/cm³ = 1.23 gr/cm³


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Bajo este concepto, considérese como esfuerzo de matriz a la resistencia de la roca para ser perforada.

Generalmente el gradiente de presión total de sobrecarga, en un área determinada de perforación, es menor que el teórico y el conocimiento real, es muy importante para algunas operaciones de perforación. Los pesos de los lodos pueden aproximarse al gradiente de presión de sobrecarga pero no rebasarlo para no inducir una pérdida. La presión máxima que se puede mantener en los preventores para no fracturar la formación siempre será menor a la sobrecarga.

Es una verdad irrefutable que cuando la presión de poro aumenta, el esfuerzo de matriz disminuye en la misma proporción; parece como si el empuje de los fluidos contenidos en los poros de las rocas y que empujan en todas direcciones disminuyera la resistencia de la roca, haciéndola más ligera y más fácil de perforar.

4. Gradiente de fractura o presión de fractura. Es la presión necesaria para vencer la resistencia mecánica de la roca o para vencer la presión total de sobrecarga. El gradiente de fractura aumenta con la profundidad ya que la resistencia de la roca aumenta con la profundidad. (Figura 9)

Es de interés conocer esta presión debido a la posibilidad de levantar la sobrecarga total, ya sea accidentalmente o a propósito para crear fracturas. La fractura hidráulica es una técnica por medio de la cual se levanta la sobrecarga con objeto de incrementar los canales de flujo en tamaño alrededor de un pozo para aumentar su producción; pero también se puede inducir una pérdida de fluido perforando un pozo y perder el intervalo descubierto.

Bajo estas circunstancias, se debe tener extremo cuidado en la zona más débil del pozo. Esta resulta siempre la zona descubierta más alta (zapata de T.R.) debido a que para levantar la sobrecarga es más sencillo un bloque más delgado que uno más grueso.

Es común que durante la perforación de intervalos muy compactos y de baja presión, se obtengan pérdidas de lodo sin haber rebasado el gradiente de fractura. Esto sucede generalmente cuando se atraviesan rocas del Mesozoico. Las pérdidas se registran en la entrada al Cretácico o en el contacto Paleoceno-Cretácico formado por carbonatos de baja presión o sin presión y fuertemente fracturados, lo mismo sucede en parte del Jurásico. Estas pérdidas no pueden considerarse como levantamiento de sobrecarga, las fracturas ya existen y la pérdida de lodo es debida a que el contenido de fluidos en las rocas no tiene la suficiente presión para resistir el empuje de la columna hidrostática del fluido con el que se perfora.


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Ejemplificación gráfica de los conceptos analizados hasta el momento


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Llevado a un diagrama de presiones generalizado se observan los desplazamientos

de las curvas a los costados de la línea de presión normal.


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ORIGEN DE LAS PRESIONES ANORMALES.-

Las épocas geológicas en que se han encontrado presiones anormales pertenecen a las eras Cenozoica, Mesozoica y Paleozoica. Estadísticamente, las zonas de presiones anormales se encuentran con mayor frecuencia en sedimentos del periodo Terciario, sin embargo, las presiones anormales del periodo Jurásico son, en ocasiones, de mayor magnitud; requiriendo a veces para su control densidades mayores a 2.40 gr/cm³ Las sobrepresiones de una formación es el resultado de efectos diagenéticos, o colocación estructural en la cementación de la formación. Otros factores que contribuyen al origen de una sobrepresión son:

a) Efectos de compactación b) Efectos diagenéticos c) Propiedades de las arcillas d) procesos osmóticos e) sellos de permeabilidad f) Efectos de densidad diferencial g) Efectos de migración de fluidos h) Efectos por formaciones salinas i) Movimientos tectónicos j) Expansión térmica del agua y los hidrocarburos

Cualquier mecanismo que sea capaz de atrapar fluidos de formación y que no los deje salir de la formación a medida que la sobrecarga aumenta, tiene la capacidad potencial de formar geopresiones Uno de los fenómenos más simples es el acuífero. Un acuífero es técnicamente una formación que contiene agua móvil. Un acuífero es una arena superficial que sobresale en la cercanía de una elevación apreciablemente más alta que la elevación del pozo. Si bien la presión registrada en el pozo artesiano es de naturaleza hidrostática, da la ilusión de tratarse de una geopresión por la fuerza con que sale el agua. Las arenas superiores pueden ser también altamente presurizadas si hay gas atrapado por una deposición muy rápida o si están cargadas con gas proveniente de las formaciones inferiores. Estas arenas pueden también haber sido cargadas por fluido que escapó de profundidades mayores a lo largo de planos defectuosos. Las arenas, de esta manera sobrepresionadas, tienen un comportamiento muy limitado o local. La ocurrencia mucho más extendida de presiones anormales proviene de actividades geológicas y deposicionales más complejas. Mientras el proceso de sedimentación permite que los fluidos de las formaciones escapen hacia la superficie con la adición de más sobrecarga, la presión de la formación se mantendrá hidrostática. Cuando el fluido ya no tiene la posibilidad de ser forzado hacia fuera, los granos sedimentarios no pueden compactarse totalmente. Los fluidos atrapados en este tipo de formaciones no compactadas completamente, deben soportar ahora parte de la sobrecarga. La presión de poro debe ser entonces la suma de la presión normal del fluido mas una


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porción de la presión de sobrecarga. Esos sedimentos quedan así sobrepresionados. Los movimientos tectónicos y la compactación pueden ser los dos factores principales involucrados en la mayoría de las presiones anormales de las formaciones.

Para ilustrar el efecto de compactación considérese la analogía de una esponja saturada de agua. La porosidad y permeabilidad de la esponja son comparables a la de la matriz de la roca. Cuando esta es sometida a compresión se produce un escape de agua. La presión aplicada es soportada principalmente por la matriz de la esponja. Si esta esponja se introduce en una bolsa de plástico, se impide que el agua escape. La esponja en esta situación se comprime muy poco, porque la presión se transmite al agua. En ese sentido la presión externa aplicada es análoga a la sobrecarga. Un pequeño orificio en la parte superior de la bolsa permite que el agua escape bajo presión. Es evidente que la presencia y la eficiencia del sello es la clave de la presión anormal por compactación o, en el caso de cualquier otra presión anormal. Considérese la presencia de un sello efectivo sobre una formación de presiones aproximadamente normales. La formación normalmente presionada puede convertirse en sobrepresionada si tanto ella como el sello son llevados tectónicamente a un nivel más superficial por efecto de plegamiento o fallas, acompañado de una erosión subsiguiente de la superficie elevada. Si bien la presión de la formación no cambia, el gradiente de presión del fluido hace que la formación pueda ser definida ahora como geopresurizada. Un sello perfecto raramente existe. Si se le da suficiente tiempo, la presión anormalmente alta llegará a liberarse. Pero durante todo el tiempo en que se retarda el proceso de expulsión del fluido, especialmente bajo condiciones de deposición rápida o de serios movimientos de tierra, la situación puede conducir a presiones anormales. Ademes de esas causas físicas principales de presiones anormales, otros procesos químicos y térmicos que ejercen efectos de las formaciones pueden contribuir a las geopresiones. TEORÍA DE LAS PROPIEDADES DE LAS ARCILLAS

Uno de los aspectos más importantes a considerar para el diseño de un fluido de perforación es la secuencia estratigráfica probable que se va a atravesar. En base a lo anterior, se deben de tomar todas las precauciones posibles que tendrá el fluido con la perforación y el efecto con respecto a la estabilidad del hueco, por lo tanto, un buen entendimiento de la naturaleza de las arcillas llevara a la selección apropiada del fluido de perforación. Las arcillas son minerales que pueden ser clasificados como silicoaluminatos de sodio, potasio, calcio y magnesio principalmente, y estructuralmente son cristales con formas laminares dispuestas plano a plano formando paquetes microscópicos, estos se pueden presentar en diversas combinaciones y configuraciones así como su composición química. De lo anteriormente dicho, se derivan las diferentes propiedades de las arcillas. Las estructuras minerales de las arcillas poseen cargas eléctricas debido a la presencia de átomos metálicos diferentes a los predominantes y tienen una carga iónica diferente.


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Existen en la naturaleza varios tipos de arcilla, pero las más conocidas son del tipo montmorillonita, que además de ser las arcillas formadas más recientemente tienden a hidratarse e hincharse al entrar en contacto con los lodos base agua durante la perforación. Las montmorillonitas, se convierten a illitas por procesos diagenéticos conforme se profundiza. El mecanismo de adsorción de agua o hidratación es acompañado por el hinchamiento y aumento de volumen del mineral de arcilla. Esto causa un aumento de presión creando una zona sobrepresionada. Al perforar estos intervalos, la acción y contacto de la roca con el lodo de perforación, absorbe el agua creando una inestabilidad en el agujero dando como resultado la presencia de derrumbes (Figura 13)

Figura 13

EFECTOS DE COMPACTACIÓN

El proceso normal de sedimentación involucra la depositación de capas o estratos de partículas de diferentes rocas. A medida que estas capas continúan depositándose, se incrementa la presión de sobrecarga, y las capas inferiores de sedimentos son forzadas hacia abajo para permitir mayor depositación en la superficie.

En condiciones normales de perforación, la presión de formación es la única que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia el agujero bajo ciertas condiciones geológicas. La manera en que la matriz rocosa absorbe el aumento de la presión de sobrecarga servirá para explicar la generación de presiones anormales en este ambiente. A medida que tanto la depositación en superficie como la presión de sobrecarga resultante aumentan, la roca subyacente deberá absorber la carga.


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La forma más simple en que la matriz rocosa puede incrementar su resistencia, es aumentar el contacto grano a grano de las partículas individuales de la roca, esto implica que la porosidad resultante debe disminuir con la profundidad bajo condiciones sedimentarias normales. Si el proceso de compactación normal de la formación se interrumpe, no permitiendo que los fluidos en los espacios porosos se escape, la matriz rocosa no podrá aumentar el contacto grano a grano, o sea su capacidad para soportar la presión de sobrecarga. Puesto que la sobrecarga total continúa aumentando y la matriz rocosa ya no puede soportar su carga, los fluidos en los poros de la roca tendrán entonces que empezar a soportar una cantidad anormalmente grande de la presión de sobrecarga, produciendo presiones de fluido mayores que las normales.

Figura 14. Efectos de compactación Para que las presiones anormales queden atrapadas dentro de su ambiente y no se disipen, es necesario que un mecanismo de sello esté presente. El sello más comúnmente encontrado en cuencas sedimentarias es la depositación rápida de un estrato rocoso de baja permeabilidad, tal como una sección de lutita limpia; la lutita reduce el escape normal del fluido causando subcompactación y presiones anormales de fluidos. El sello también se puede producir como resultado natural de pérdida de permeabilidad por la compactación de sedimentos de grano fino tales como arcillas o evaporitas.

EFECTOS DIAGENÉTICOS

Diagénesis es un término que se refiere a la alteración química de los minerales de la roca por procesos geológicos. Se cree que las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina que contribuyen a la generación de presiones anormales. Los minerales arcillosos tienen una estructura del tipo multicapas, tetrahédrica, octahédrica, apilonada y de persiana. En estos minerales puede ocurrir la sustitución del aluminio y sílice por otros elementos, o el magnesio puede ser sustituido por el catión de aluminio, o el aluminio por el sílice. Las moléculas de agua son cargadas así mismo, débilmente, siendo positivas de un lado y negativas del otro; estos procesos pueden continuar hasta que tengan varias capas de agua encima. Esta expansión considerable entre dos capas unitarias de cada cristal ocasiona el hinchamiento de la bentonita de las arcillas. La liberación de esta agua desde el espacio poroso del


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mineral representa un cambio en el ambiente hidrodinámico de los sedimentos, y por lo tanto ocasionará una sobrepresión (Figura 15). Otro ejemplo es la posible conversión de montmorillonita en illita, alteración que libera agua a los espacios porosos. Si al agua adicional no se le permite escapar, entonces tenderá a absorber sobrecarga. En secuencias de carbonatos, la diagénesis puede crear barras de permeabilidad en las formaciones porosas y formar sellos para el fluido.

Figura 15. Expansión de las arcillas en contacto con el agua.

EFECTOS DE DENSIDAD DIFERENCIAL

Cuando el fluido presente en los poros de una estructura vertical o inclinada tiene una densidad significativamente menor que la densidad del fluido normal en los poros de las formaciones de esa área, pueden encontrarse presiones anormales en la parte superior de la estructura.

Esta situación se encuentra con frecuencia cuando se perfora un yacimiento de gas con un echado muy grande. Sin embargo, la magnitud de la presión normal puede calcularse fácilmente aplicando el concepto de presión hidrostática. Una densidad de lodo mayor se requiere para perforar la zona de gas con seguridad cerca de la cima de la estructura, que la que se requiere para perforar en la zona cercana al contacto agua-gas Figura 16.


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FENÓMENO OSMÓTICO.-

Una membrana semipermeable se define como una capa que permite el paso de solventes pero no de solutos, dichas membranas podrán permitir el paso del agua a través de ella, pero no el de las sales. Cuando dos soluciones de diferente concentración salina son separadas por una membrana semipermeable, una fuerza causa que el agua de menor salinidad se filtre hacia la zona de mayor concentración de sales. Este proceso continuará hasta que se consiga un equilibrio entre ambas concentraciones. Esta fuerza es conocida como presión osmótica (Figura 17). Existen dos procesos bien diferenciados asociados con esta membrana: La filtración que permite el paso único y exclusivo del agua, pero no de los iones disueltos en ella, y la generación de la presión osmótica, donde existen dos soluciones de diferente concentración salina en cualquier lado de la membrana. Una presión osmótica moverá el agua de menor salinidad hacia donde se encuentra el agua de mayor salinidad. Finalmente la presión osmótica alcanzará un punto de compactación. Al no poder escapar más agua, la formación conservará las condiciones de presión de formación anormal.

Figura 17. Fenómeno osmótico

MOVIMIENTOS TECTÓNICOS.-

En zonas de movimientos terrestres es posible crear sobrepresiones por la acción de plegamientos y fallamientos de los estratos. Una formación normalmente presionada puede convertirse en sobrepresionada si tanto ella como el sello son llevados tectónicamente a un nivel más superficial


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por efectos de fallamientos y plegamientos, acompañado de una erosión subsiguiente de la superficie elevada. El proceso geológico que empuja hacia arriba una formación profunda, también tiende a liberar la sobrecarga, esto indica que las presiones anormales producidas así, están en función de la diferencia entre la profundidad original y de la profundidad posterior al levantamiento. La figura 18 muestra como una formación arenosa con presión normal a su profundidad original (2000 m y con una presión de 214 kg/cm²), se transforma en geopresurizada en el nuevo nivel más superficial (1200 m y con una presión excedente a la normal de 85.6 kg/cm²). Si bien la presión de formación no cambia, el gradiente de presión del fluido hace que la formación pueda ahora ser

definida como geopresurizada. A su profundidad original, una densidad de lodo de 1.08 gr/cm3 sería suficiente para contener los fluidos de la formación. Sin embargo, a la nueva profundidad,

que es menor, se requerirá una densidad de más de 1.78 gr/cm³ para contrarrestar la sobrepresión.

Figura 18 Movimiento tectónico

EFECTO POR FORMACIONES SALINAS.-

La sal tiene un comportamiento plástico lo que causa que se comporte como un fluido. En zonas de presión normal la estructura rocosa soporta un poco más de la mitad de la sobrecarga y los fluidos en los poros absorben el complemento de la misma, en el caso de la sal, que no tiene una estructura rocosa, la presión es transmitida totalmente en todas direcciones. Por lo tanto, en cualquier punto dentro de la sección masiva de sal, la presión es igual a la presión ejercida por la


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sobrecarga. Esto quiere decir que al ser considerada como un fluido, toda la presión que ejerce hacia las paredes de la roca que la circunda es transmitida como presión anormal alta venciendo totalmente el esfuerzo de matriz (Figura 19).

La certeza de esto se confirma cuando se perfora una sección de sal. Le velocidad de penetración es muy rápida, solo se puede perforar la sal gracias a que su movimiento es muy lento; pero después de un tiempo, el flujo de la misma atrapa la tubería invariablemente. Si el intervalo ha sido revestido, es muy posible que pasado algún tiempo la tubería colapse por la presión.

Figura 19. Distribución de la presión de formación en intrusiones salinas

EXPANSIÓN TÉRMICA DEL AGUA Y LOS HIDROCARBUROS.-

El agua por su naturaleza es más susceptible a la expansión térmica que a la compresión, de tal manera que, en áreas de gradientes geotérmicos altos, el aumento de volumen en los poros podrá causar presiones anormales, como los generados en los ambientes geotérmicos para la generación de energía eléctrica.

Por otra parte, los hidrocarburos una vez generados y confinados en el subsuelo, están sujetos a un rompimiento termal (cracking) por los efectos de presión y temperatura. Este fenómeno puede causar un aumento de volumen de 2 a 3 veces del volumen original, causando una presión de formación anormal. (Figura 20).

Las presiones anormales no se limitan a ninguna edad geológica. Estadísticamente, las zonas de presión anormal se encuentran con mayor frecuencia en sedimentos del Terciario, sin embargo, las presiones anormales en el Jurásico han sido en ocasiones de una mayor magnitud requiriendo altas densidades de lodo para su control. En cualquier pozo que se pretenda penetrar estas formaciones, se deberán tomar precauciones especiales.


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Figura 20. Expansión térmica del agua y petróleo sobrepresionando los estratos circundantes

SELLOS DE PERMEABILIDAD.-

En una alternancia de lutitas y arenas, las lutitas predominan en los depósitos rápidos y no dan tiempo para que el agua sea expulsada a la misma velocidad en que aumenta la sobrecarga, ya que las arcillas, por el tipo de grano, tienen una permeabilidad baja, ocasionando con esto una presión anormal; al menos que intervengan otros factores, las lutitas estarán bajo compactación normal de acuerdo a su profundidad y a la presión de sobrecarga (Figura 21).

Figura 21. Depósitos rápidos de lutitas permiten el confinamiento de presión en las arenas

EFECTOS DE MIGRACIÓN DE FLUIDOS.-

El flujo ascendente de fluidos de un yacimiento profundo hacia una formación más somera se convierte en una zona de presión anormal. Cuando esto ocurre, se dice que la formación somera esta sobrepresionada. Aún cuando el flujo ascendente se detenga, puede ser necesario mucho tiempo para que estas formaciones regresen a la normalidad (Figura 22).


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Figura 22 La migración de fluidos genera geopresiones ZONAS DE TRANSICIÓN.-

Con el fin de entender la predicción y detección de las presiones anormales, se debe tener conocimiento del concepto de zonas de transición. Esta zona de transición tiene propiedades eléctricas y acústicas únicas, que producen anomalías características en los dispositivos sísmicos y de registros eléctricos. Si se inspeccionan detenidamente los diversos parámetros durante las operaciones de perforación, se pueden detectar indicadores de presiones anormales. Estos indicadores, interpretados adecuadamente pueden dar una magnitud cualitativa del grado de sobrepresión en esa profundidad particular en la zona de transición. La transición de una zona de gradiente normal a una zona de gradiente anormal ocurre en un intervalo relativamente corto, y debido a una característica física única de su agua de poro original, puede detectarse de muchas formas. La zona de transición se defina como el intervalo en el cual el gradiente normal cambia a un gradiente de presión anormal, y en el cual se debe de cementar un revestimiento protector

Generalmente, en la ausencia de fallas o discordancias, las zonas de transición de roca suave no son abruptas. Estas se clasifican como cortas cuando son menores a 150 m desde la cima de la zona hasta alcanzar más o menos 1.56 gr/cm³; moderadas de 150 a 300 m y largas mayores a 300 m. Esta es una clasificación arbitraria por longitud y se refiere principalmente a zonas de transición clásicas. Dentro de una zona de transición, hay con frecuencia pequeños lentes de arenas arcillosas, las cuales generalmente tienen una presión de poro mayor que la altura hidrostática producida por la densidad del lodo utilizado para perforar el pozo. A esto se le conoce como perforación bajo balance. Cuando estas arenas son penetradas por la barrena, esta diferencial de presión causa que los fluidos que se encuentran dentro de la arena fluyan dentro del pozo, contaminando al lodo de perforación. Si estos lentes de arena tienen la porosidad y permeabilidad adecuada, existirá el riesgo de que el lodo sea cortado por el gas o agua, causando problemas de descontrol.


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Afortunadamente, las arenas arcillosas tienen muy baja porosidad y permeabilidad, así que el peso del lodo puede aumentarse lo suficiente para controlar el flujo de fluido y al mismo tiempo este flujo ayuda a determinar la presión de poro. Siempre se deben de seguir cuidadosamente las descripciones litológicas, así como pos diversos indicadores de presión anormal al momento de estar perforando., pero por supuesto, no hay ningún sustituto para la experiencia. Todo esto aunado resulta en la toma de la mejor decisión, optimizando así la perforación y evitando una situación peligrosa dentro del pozo. Una zona de transición de roca dura se refiere a rocas clásticas o no clásticas del Cretácico o más antiguas. Este tipo de zonas de transición es a menudo abrupta debido principalmente a que las rocas características de las formaciones de esa edad son duras por la mineralización y muy compactas. Considerando que las zonas de transición suaves generalmente se presentan bajo una sección masiva de areniscas con fuerte cementación calcárea, no es poco común el encontrar una zona de transición de roca dura bajo de una sección de calizas y dolomías (Figura 23).

Figura 23. Zona de transición de roca compacta

Es interesante hacer notar que existen muchas similitudes de zonas de transición en rocas de todas las edades geológicas, la clave para detectar las zonas de transición está en los cambios de perforabilidad de las formaciones a medida que la barrena pasa de sedimentos de máxima compactación a sedimentos de baja compactación. Sin importar que la zona de transición sea de lutita pura, calcárea, limosa anhidríta o cualquiera que sea su componente mineralógico, si la zona está geopresurizada, la barrena perforará de forma diferente. CÁLCULO DE PRESIONES ANORMALES.-

Las únicas formas de obtener información del subsuelo además de la perforación, es utilizando los métodos geofísicos. Las técnicas más usadas son el Registro Sísmico de Reflexión Acústica, Conductividad y Resistividad, Registro de Densidad compensada. Sin embargo, estas técnicas de registro proporcionan la información después de perforar los intervalos que dan problemas y no


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ayudan en la predicción de las sobrepresiones en el momento de la perforación para tomar decisiones de control rápido.

La oportuna identificación de una zona de presión anormal y una exacta estimación del valor de la misma significa seguridad y economía en las operaciones de perforación. Todos los métodos de predicción de sobrepresiones están sujetos a intervenciones imprevistas de factores externos pero los resultados dependen del cuidado e interpretación correcta de los datos colectados.

Un punto clave en los métodos es el carácter establecido de las variables normales de la presión de una zona y compararlas con el comportamiento en las zonas de presión anormal, cada método es considerado en dos secciones. El primero encerrará la teoría básica detrás del método; la segunda, nos la dará la práctica en la recopilación y análisis de los datos.

INDICADORES DE PRESION.-

Esta es una de las partes más importantes del estudio de presiones anormales, ya que contiene la técnica para detectar las presiones anormales al estar perforando. Los términos PARAMETRO e INDICADOR, con frecuencia se usan indistintamente, lo cual no es correcto. INDICADOR es algo que señala más o menos con exactitud. PARAMETRO, es uno de un conjunto de propiedades físicas cuyos valores determinan las características de comportamiento de un sistema. Para nuestro caso, parámetro, cubrirá las variables de perforación como son el peso sobre barrena, revoluciones por minuto, velocidad de perforación, unidades de gas, propiedades del lodo, etc. Las cuales se grafican. Las gráficas indican que debe de tomarse alguna clase de acción después de registrar los parámetros y se vuelven indicadores. La clave para detectar las presiones anormales es reunir y graficar los datos, interpretar el significado de los indicadores y decidir la acción más adecuada. Los indicadores de presión anormal están basados en la experiencia y en el intenso estudio; estos indicadores son:

Velocidad de penetración.

Exponente “d” y “dc”.

Velocidad de penetración normalizada.

Gases de perforación.

Propiedades del lodo.

Diferencial de cloruros.

Temperatura.

Análisis de recortes.

Densidad de lutitas.

Paleontología.

Inestabilidad del pozo.

Conductividad.

Porosidad de la perforación.


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El incremento en la velocidad de la perforación (Figura 24) en la zona de transición, es un indicador consistente y efectivo de que se está penetrando a una zona de sobrepresión, siempre y cuando, ciertas condiciones de perforación se mantengan constantes, estas condiciones son:

1) Los parámetros de perforación (tipo de barrena, peso/Bna., rotación, presión de bombeo),

2) Las propiedades reológicas de los lodos de perforación, especialmente densidad y viscosidad de embudo. La velocidad de perforación indica que tan rápido se perfora cada metro y se puede reconocer literalmente la litología y/o la presión de poro. Este es el primer parámetro recibido a medida que el pozo se perfora y los otros parámetros se miden después de que el lodo acarreó los recortes y el gas desde el fondo del pozo hasta la superficie, es decir, al transcurrir el tiempo de atraso.

Cuando todos los parámetros de perforación se mantienen constantes, la velocidad de penetración disminuye uniformemente con la profundidad. Al perforar la zona de transición, la velocidad de perforación comúnmente se incrementa a medida que la presión de formación se acerca a la presión de la columna del lodo. En la cima de la zona de transición, con frecuencia se observa una disminución en la velocidad de perforación (zona de máxima compactación), antes de que disminuya el sobrebalance que incrementa la velocidad de penetración. Esto es causado por una diferencia en la litología de la roca sello. La disminución de la velocidad de perforación causada por el desgaste de la barrena, debe considerarse al interpretar la tendencia.

El método más conocido en la detección de sobrepresiones relacionado con los cambios en la velocidad de penetración es el exponente “dc”. La derivación de una porosidad de formación determinada de la velocidad de perforación es usada para detectar presiones anormales en las técnicas empleadas en el campo. Durante el curso normal de la perforación, la velocidad de la penetración decrecerá, como ya se dijo, con el incremento de la profundidad por las siguientes razones:

1. Las formaciones llegan a hacerse más consolidadas por la influencia de la presión de sobrecarga, aumento de la temperatura de la formación y perdida de fluidos en los poros, en el proceso de compactación; por todos estos factores se incrementa la fuerza de cohesión de la roca haciéndola dura a la penetración.

2. La presión diferencial que existe entre la presión hidrostática y la presión de la formación, si la diferencia de presión aumenta, la velocidad de penetración disminuye.

La velocidad de penetración es el único parámetro de este tipo en los que se consideran, cambios en el peso/Bna., rotación, densidad del lodo etc. Incrementando el peso/barrena y la velocidad de la rotaria, se incrementará la velocidad de penetración. Algunas barrenas de menor diámetro que otras tienen mejor avance aun en la misma formación y bajo las mismas condiciones de operación.


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Figura 24. El incremento en la velocidad de penetración indica sobrepresión

EXPONENTE “d”

El método del exponente “d” nos detecta presiones anormales de la formación con los datos obtenidos durante la perforación y las condiciones mecánicas con las que se perfora tales como: velocidad de perforación, peso/ Bna, rotaria, densidad del lodo, diámetro del agujero. El exponente “d” se considera como el valor aproximado de la perforabilidad de la roca que es semejante a la porosidad de la perforación. Si bien, se está considerando que las condiciones mecánicas que intervienen en la perforación son la variable que influyen en el mayor o menor avance, entonces estas variables, incluidas en una formula, normalizan los procedimientos de cálculo de perforabilidad de la roca para detectar cambios en este ocasionado por geopresurización. Se tiene claramente entendido que cuando la presión de poro aumenta, el esfuerzo de matriz de la roca disminuye por la presión interna de los fluidos dentro de los poros, de esta manera, si se mantienen constantes las condiciones de perforación, la tendencia de la perforabilidad de la roca se observa bien definida y cuando se presentan los cambios en la curva de perforabilidad, o sea, del exponente “dc”, se pueden interpretar y evaluar esos cambios.

VEL. DE PERF. EN min/m

0 10 20 30 40

2200 m

2230 m

2260 m

2290 m

2320 m

2350 m

2380 m

2410 m


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La velocidad de perforación (Vepl) es directamente proporcional al peso sobre la barrena y la velocidad de la rotaria; e inversamente proporcional al diámetro de la barrena y a la presión diferencial.

Velp = K((PSB / Diam. Bna.)d (RPM)e (1/P))

UNIDADES

K = Perforabilidad constante de la formación PSB = Peso sobre barrena en libras.

Diam. Bna

= Diámetro de la barrena en pulgadas

RPM = Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minuto e = Exponente de la velocidad de la rotaria d = Exponente del peso sobre la barrena P = Presión diferencial en PSI

Considerando que la presión diferencial es constante y que la perforabilidad es constante, entonces K = 1.0 La velocidad de la penetración varía linealmente con la velocidad de la rotaria, entonces el valor de e =1.0 Por tanto, la ecuación se puede transformar de la siguiente manera:

( Velp / RPM ) = ( PSB / Diam.Bna )d

Después de unas conversiones a las unidades, la ecuación del exponente “d” queda de la siguiente manera; usando el sistema Ingles y separando los extremos de la ecuación en dos factores.

Consideremos como factor “A” = log. (Velp / (60 * RPM))

Consideremos como factor “B” = Log.(12 * PSB) / ( 106 * Diam .Bna))

Fórmula estructurada por factores del Exponente “d”

Factor “A”

Exponente “d” =

Factor “B”

Unidades:

d = Exponente del peso sobre barrena : adimensional.


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RPM = Revoluciones por minuto de la mesa rotaria Velp = Velocidad de penetración en pies/hora. Diam. Bna. = Diámetro de barrena en pulgadas. PSB = Peso sobre barrena en libras.

Uno de los valores que mas afecta al exponente “d” como método de detección de presiones anormales es la presión diferencial (Sobrebalance) mayor de 500 PSI (35 kg/cm²). Un método para eliminar tal efecto consiste en corregir el exponente “d” multiplicándolo por la relación del peso de una columna normal equivalente a densidad, sobre el peso del lodo usado para mantener la formación controlada. El sobrebalance baja la velocidad de penetración y esta disminución hace aumentar significativamente los valores del Exponente “d”.

De esta manera, el exponente “d” corregido se le llama Exponente “dc” y este modifica el valor de “d” en función del gradiente normal de los fluidos de la formación y del peso del lodo. Al corregir el problema del sobrebalance, el valor del exponente “d” sufre un cambio significativo ajustándose más al valor del esfuerzo de matriz (Cuadro 3)

Dens. lodo

gr/cm³

Velp.

min/m

RPM Diam.

Bna pulg PSB ton. Exp. “d” Exp. “dc”

1.25 3 150 9.625 3 1.025 0.8859

1.25 5 150 9.625 5 1.266 1.094

1.25 7 150 9.625 7 1.45 1.26

Cuadro 3

Formula del exponente “dc” en el sistema Ingles

“dc” = ( “d” * 9) / Dens. lodo

Dens. lodo = lb/galón

El exponente “d” ha sido limitado a rocas de perforabilidad similar, se han escogido las lutitas para la aplicación de este método, debido a sus características de compactación y estructura homogénea; lo mismo que al uso de barrenas tricónicas de dientes. Aunque el uso de barrenas policristalinas ha sido generalizado, el exponente “d” y corregido “dc”, han cumplido fielmente con su cometido de detectar presiones anormales en rocas presurizadas; ya que lo que se busca son las zonas de transición y aún con este tipo de barrenas, la deflexión de los valores del exponente se observan claramente denotando cambios en la presión de los fluidos dentro de los poros de la roca. Aunque en rocas compactas, el comportamiento del exponente es un tanto errático, la tendencia que sigue siempre presenta auxilio importante en la detección de geopresiones; no importa que el


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valor que se estima no cumpla con los requerimientos de exactitud que presenta en las arcillas, lo importante es la tendencia que se registra, ya que ésta es proporcional en alguna forma, a la concentración de presiones en la formación. Para el área de la costa del golfo, se han encontrado gradientes de presión normal de formación equivalentes a 0.468 PSI/pie (9 lb/galón) o sea, 0.108 gr/cm²/m (1.08 gr/cm³) en peso del lodo, si se observa, la densidad normal es un poco más alta al equivalente de la presión de poro normal (1.07 gr/cm³). Para zonas compactas en las partes continentales, se han registrado gradientes de presión normal de 0.442 PSI/pie (8.25 lb/galón) o sea 0.102 kg/cm²/m (1.02 gr/cm³) en peso de lodo. Sin romper la estructura de fórmula general del exponente “d” y del exponente “dc”, para el Sistema Internacional, se usa la siguiente fórmula.

Fórmula general del Exponente “d”

Log((0.3049) (RPM) (Velp))

Exponente “d” =

Log(37.87(Diam.Bna / PSB))

UNIDADES

PSB = Peso sobre barrena en toneladas. Diam.

Bna = Diámetro de la barrena en pulgadas

RPM = Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minuto Velp = Velocidad de penetración en minutos por metro

Formula para el exponente “dc” en el Sistema Internacional.

“dc” = “d” (1.08 / Dens. lodo) Dens. lodo = Gr/cm³


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UNIDADES

“d” = Exponente “d” adimensional “dc” = Exponente “dc” adimensional PSB = Peso sobre barrena en toneladas.

Diam. Bna

= Diámetro de la barrena en pulgadas

RPM = Velocidad de la mesa rotaria en revoluciones por minuto Velp = Velocidad de penetración en minutos por metro

Densl lodo

= Densidad del lodo salida en gr/cm³

Con los valores obtenidos del exponente “dc” se deben graficar a escala semilograrítmica (ver gráfica en el ejersicio ejemplo). Los cálculos del mismo se deben elaborar cada 5 o 10 metros, dependiendo de la velocidad de penetración. El dato de velocidad de penetración debe ser el promedio de los 5 o 10 metros según el caso.

El exponente es muy ùtil para observar el movimiento del aumento de la presión de poro, sin necesidad de correlacionar con otros parámetros que a menudo no se tienen durante la perforación de pozos exploratorios.

Al graficar el exponente “dc” contra la profundidad, se deberá tener una curva punteada; en esta curva se deberá trazar una recta de tendencia que una la mayor cantidad de puntos. Es preferible hacer la línea de tendencia en los primeros 500 o 700 metros desde la superficie; la finalidad de esto es que la parte superior de los intervalos perforados casi siempre se encuentra con presión de poro normal.

Al unir la mayoria de puntos con la línea de etendencia, esta línea tendrá un valor de gradiente de 0.107 gr/cm²/m (valor normal de presión de poro) y todos los puntos que caigan sobre o muy próximos a la tendencia tendrán un valor de 1.07 gr/cm³ en equivalencia de densidad. (Ver gráfica en el ejersicio ejemplo).

Cuando cambia el diámetro del agujero, se debe corregir la posición de la línea de tendencia construyendo una paralela a la tendencia original para compensar el desplazamiento de la misma por la diferencia de diámetro registrada en la fórmula general del exponente “dc”. (Figura 25) Si el cambio de barrena no afecta la tendencia normal que se tenía, se continúa con la misma línea sin modificaciones. Todos los puntos que se desplacen hacia la izquierda de la tendencia normal, indican una sobrepresión (Presión anormalmente alta) y los puntos que se desplazan por arriba de la tendencia normal serán valores de presión subnormal. Conocinedo la presión de la formación, conoceremos la densidad del lodo equivalente para mantener una presión hidrostática que contrarreste la presión de la formación.


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INESTABILIDAD DEL POZO.-

La inestabilidad del pozo se presenta cuando las geopresiones anormalmente altas son controladas deficientemente por una columna hidrostática con sobrebalance mínimo, igual o menor a la presión de la formación. (Figura 26) Los resultados de la inestabilidad son observados con la presencia de derrumbes en la salida del pozo; fricción de la tubería durante los viajes, alta torsión de la sarta de perforación, presiones altas de circulación, atorones, etc. El más importante y visible de estos efectos es la presencia de derrumbes, que son fragmentos de roca que la presión de formación empuja hacia el agujero y son fácilmente reconocidos al salir a la superficie por su tamaño y forma.


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Presión de poro Densidad del lodo

Figura 26. Inestabilidad del agujero visualizado con presión y densidad de lodo

2000 m

2250 m

2500 m

2750 m

3000 m

3250 m

3500 m

3750 m

3800 m

Presión hidrostática y de formación en

gr/cm³

0.50 1.00 1.50 2.00 2.50

Apuntes Tec de Perforacin II Parte 1

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