Deteccion de Presiones Anormales y de Fractura Pdvsa

CIED

C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2001

Detección de presiones

anormales y de fractura

2 C COPYRIGHT, PDVSA CIED, 2002 Origen de las presiones anormales

Tipos y origenes de las presiones anormales

Objetivo

general

Analizar las técnicas y métodos para la

detección y determinación de presiones

anormales y de fractura.



Contenido

general

• Origen de las presiones anormales.

• Técnicas y métodos para la detección de presiones

anormales.

• Métodos para la determinación de la presión de

fractura

CIED


Origen de las

presiones

anormales

Origen de las

presiones

anormales



Tema 1. Tipos y orígenes de las

presiones anormales

Origen de las presiones anormales



• Introducción

• Teoría de presiones

• Origen de las presiones anormales

Tema 1

Tipos y orígenes de las presiones anormales



Introducción

La distribución de las presiones anormales es amplia, no solamente

en la escala geográfica sino también en la escala de profundidades.



Introducción

Aunque es mas probable encontrarlas en

formaciones sedimentarias recientes, las

presiones anormales existen en formaciones

con litología altamente variable, entre el

pleistoceno y el período cámbrico.



Introducción

La presencia de un ambiente cerrado o semicerrado es

un prerequisito esencial para el desarrollo y persistencia

de presiones anormales.

Esto es, la dificultad del fluido para salir de los espacios

porosos, lo cual condiciona la existencia y duración de la

sobrepresión.



Introducción

En la exploración petrolera, las consecuencias de las

presiones anormales pueden ser deseables o

indeseables, al mismo tiempo.

Deseables, en el sentido de que afectan el gradiente

hidrostático y por ende, estimulan la migración de los

hidrocarburos.

Además, aumentan la eficiencia de la capa impermeable

que rodea un yacimiento, protegiendo la acumulación de

hidrocarburos.



Introducción

Las consecuencias de las presiones anormales pueden

ser indeseables, debido a que son a menudo

impredecibles o incuantificables.

La perforación exploratoria puede significar graves

pérdidas en términos humanos y económicos debido a

un conocimiento incompleto de las presiones de

formación.



Introducción

Cuando exista un riesgo de presiones anormales,

el método de perforación a usarse debe consistir

en una evaluación continua de la presión de formación,

tan precisa como sea posible, para adaptar el programa

de perforación a éstas evaluaciones.



Introducción

El conocimiento de las presiones de formación y los

gradientes de fractura son la base para perforar

eficientemente, utilizando densidades de fluidos

adecuadas, para diseñar las profundidades de

asentamiento de los revestidores y para prevenir

contingencias relacionadas con pérdidas de circulación

y arremetidas.



Teoría de presiones

Durante el desarrollo del proceso de perforación, el

ingeniero a cargo del diseño del programa de perforación

requiere conocer las distintas presiones existentes a fin de

lograr, de una manera óptima y segura, los objetivos

trazados en cada una de las fases del proceso de

perforación.




La presión hidrostática es la presión ejercida por

el peso de una columna estática de fluido.

Es función solamente de la altura de la columna

y de la densidad del fluido.

El tamaño y geometría de dicha columna no tiene

efecto alguno en la presión hidrostática.

Presión hidrostática en columnas líquidas




La presión hidrostática de fluidos se puede calcular

utilizando la siguiente expresión: PH = 0.052 * DL * h

Donde:

PH: presión hidrostática, lbs/pulg2 (LPPC).

DL: densidad del lodo, lbs/galón (LPG).

h: profundidad vertical verdadera, pies.

0.052: factor de conversión de unidades, gal/pulg2 - pie

Presión hidrostática en columnas líquidas




La presión ejercida por una columna gaseosa puede determinarse

con la siguiente relación:

PV = Z n RT

Presión en gases

Donde:

P: presión, lpc.

V: volúmen, pie3

Z: factor de compresibilidad del gas, adimensional.

n: número de peso molecular.

R: constante del gas. Depende de las unidades consideradas

= 10.73, en este caso.

T: temperatura, grados Rankine (°F + 460).




Para el cálculo de la presión ejercida por una columna

combinada fluido-gas, si la columna de gas es de una magnitud

considerable y presurizada en su tope, se recomienda la

utilización de la siguiente expresión:

Presión en columnas de gas líquido

ZT

hohM

ePoPg 1544

)(




Para el cálculo de la presión ejercida por una columna combinada fluido-

gas, si la columna de gas es de una magnitud considerable y presurizada

en su tope, se recomienda la utilización de la siguiente expresión:

ZT

hohM

ePoPg 1544

)(

Donde:

Pg: presión combinada

M: peso molecular del gas

Po: presión ejercida en el tope del gas

h: profundidad total

ho: tope del gas

Z: factor de desviación: 1.0

T: temperatura absoluta (° Rankine)

Presión en columnas de gas líquido




Una columna de fluido compleja es

aquella compuesta por varios fluidos de

diferentes densidades.

La presión hidrostática en el fondo de

la columna será igual a la suma de

todas las presiones hidrostáticas

parciales de cada uno de los fluidos

presentes mas la presión aplicada en la

superficie, en caso de existir.

Presión hidrostática en columnas complejas

PH = Ps + PH1 + PH2 + PH3 + PH4 + ... PHn

PH = 0.052 [ D1 h1 + D2 h2 + D3 h3 + D4 h4 + ... Dn hn]




Gradiente de presión (G)

Es la variación de la presión por unidad de profundidad.

En unidades de campo se expresa en lbs/pulg2/pie ( lpc/pie).

Puede obtenerse de las siguientes expresiones:

H

PHG

G = 0.052 * DL

Presión hidrostática en columnas complejas




Es la presión ejercida por el peso de los sólidos y fluidos de

las formaciones suprayacentes a un estrato determinado.

Los factores que influyen en la presión de sobrecarga son

las gravedades específicas de sólidos y líquidos existentes,

la porosidad de la roca y la profundidad o espesor de la

columna (PVV).

Presión de sobrecarga




Presión de sobrecarga

El conocimiento de la presión de sobrecarga es muy

importante para evitar la posibilidad de levantar la sobrecarga,

durante el proceso de perforación, sobre todo a nivel de la

zapata del revestidor superficial, cuando se utilizan fluidos

muy pesados, lo cual originará un problema grave de pérdida

de circulación o, en el peor de los escenarios, un reventón

subsuperficial.




Gradiente de sobrecarga teórico (Gsc)

Es el valor de gradiente de sobrecarga tomado como referencia para la

elaboración de los programas anticipados de perforación para pozos

exploratorios. Comúnmente se toma un valor de 1 lpc/pie.

Gsc = 0.433 [ (1- ) s + f ]

Donde:

Gsc: gradiente de sobrecarga teórico, lpc/pie

0.433: gradiente del agua fresca, lpc/pie

: porosidad, adimensional

s: gravedad específica de los sólidos, adimensional

f: gravedad específica de los fluidos, adimensional




Gradiente de sobrecarga real

Para pozos de desarrollo, si se conoce el valor de la porosidad a

cualquier profundidad, el cálculo del gradiente de sobrecarga real

puede realizarse a través de la ecuación siguiente:

skhofs

ssww ek

ghgghPsca 1

Donde:

w: gravedad específica del agua libre, desde la superficie hasta el

lecho marino.

hw: profundidad del lecho marino

h: profundidad de interés para el cálculo

s: gravedad específica de los sólidos

f: gravedad específica de los fluidos

hs = h - hw




Ejemplo 1

Determinar:

Los valores de porosidad superficial ( o)

y de la constante de declinación (k),

para el área de la Costa del Golfo de

USA.

Utilizar:

Gravedad específica promedio de los

sólidos ( s) de 2.6.

Gravedad específica promedio de los

fluidos ( s) de 1.074.

Los datos de la densidad bruta

promedio mostrados en la figura.




Ejemplo 1: Solución

1) Obtener los valores de densidad bruta promedio ( b) de la figura, cada 1000 pies.

2) Calcular los valores de porosidad promedio ( ) para cada

profundidad, con ( f) = 1.074 y b = 2.6

fs

bs

3) Graficar los valores de porosidad obtenidas en 2 vs. La

profundidad en un papel semilog de 3 ciclos.

4) Trazar una línea promedio y leer los valores de porosidad en la superficie y a 20000 pies.0





5) Obtenidos o y 20000 , determinar el valor de k.

)(

ln120000

pies

s

o

hk

6) Conocidos o y k, la porosidad a cualquier profundidad

puede obtenerse.

= o e-khs




Ejemplo 1

b vs. Profundidad

Prof b Prof b

0 1.94 11000 2.37

1000 2.00 12000 2.39

2000 2.06 13000 2.40

3000 2.11 14000 2.42

4000 2.15 15000 2.43

5000 2.19 16000 2.44

6000 2.24 17000 2.45

7000 2.27 18000 2.46

8000 2.29 19000 2.47

9000 2.32 20000 2.48

10000 2.35




b b

1.94 0.43 2.37 0.15

2.00 0.39 2.39 0.14

2.06 0.33 2.40 0.13

2.11 0.32 2.42 0.12

2.15 0.29 2.43 0.11

2.19 0.27 2.44 0.10

2.24 0.24 2.45 0.10

2.27 0.22 2.46 0.09

2.29 0.20 2.47 0.08

2.32 0.18 2.48 0.08

2.35 0.16

Ejemplo 1

b vs. Profundidad




Conocidos o y k, se puede obtener la porosidad a cualquier

profundidad con la fórmula: = o e-kh

Por ejemplo, calcular la porosidad @ 9500 pies.

9500 = 0.41 e- 0.000088 * 9500 = 0.18

Obtenidos 0 (1.41) y 20000 (0.073), se determina el valor de k.

1

000088.020000

073.0

43.0lnln

20000pies

hk

s

o





Presión de formación

Es la presión de los fluidos contenidos en los espacios porosos

de las rocas.

Se le denomina también presión de poros o presión del

yacimiento y se clasifica en:

• Normal

• Anormal

• Subnormal




Presión de formación: normal

Cuando la presión de la formación es aproximadamente

igual a la presión hidrostática teórica, para la profundidad

vertical dada, la presión de formación se dice que es normal.

La presión de poros normal para un área dada se da,

generalmente, como gradiente hidrostático.




Presión de formación: subnormal

Las presiones de formación anormalmente bajas también

existen y el término “presión de formación subnormal” se

utiliza para describir éste tipo de presiones comunes en

yacimientos depletados o en calizas fracturadas, como el

Grupo “Cogollo”, perteneciente al Cretácico.

El gradiente correspondiente a éstas presiones de formación

subnormales está por debajo del gradiente del agua fresca

(0.433 lpc/pie).




Presión de formación: anormal

El término presión anormal se usa para describir

presiones de formación que son mayores que la normal,

es decir, formaciones con un gradiente de presión mayor

que el considerado como normal.

La presiones de formación anormales se encuentran, por

lo menos, en una porción de la mayoría de las cuencas

sedimentarias del mundo.




Entre los mecanismos que tienden a originar presiones anormales

en cuencas sedimentarias están

Efectos de la compactación

Efectos diagenéticos

Efectos de la densidad diferencial

Efectos de la migración de fluidos

Efectos de ósmosis

Fallas estratigráficas

Diapirismo

Presión de formación: anormal




Compactación normal

El volumen poroso declina o

disminuye con el incremento

de la profundidad de

enterramiento dada.




Subcompactación

El volumen poroso se mantiene

mayor que el normal, para una

profundidad de enterramiento

dada.




La compactación normal de una arcilla es el resultado de un

balance general entre las variables siguientes:

Permeabilidad de la arcilla.

Tasa de compactación y enterramiento.

Eficiencia del drenaje.

Subcompactación




La diagénesis es un término que se refiere a la

alteración química de los minerales de las rocas debido

a procesos geológicos.

Ejemplo

Conversión de las arcillas montmorilloníticas a ilitas, cloritas

y kaolinitas, durante el proceso de compactación, en

presencia de iones potasio.

Después de alcanzar profundidad de enterramiento (temp.

Entre 200 a 300 ° F), la montmorillonita deshidratada suelta

las últimas intercapas de agua y se transforma en ilita.

Efecto diagenético




Mineralogía

Efecto diagenético




Cuando el fluido presente en cualquier estructura no

horizontal, tiene una densidad significativamente menor

que la densidad normal de poros para el área, se pueden

encontrar presiones anormales en la sección buzamiento

arriba de la estructura.

Esta situación se consigue frecuentemente cuando se

perforan yacimientos de gas con buzamiento considerable.

Efecto de densidad diferencial




El valor de las presiones anormales y sus gradientes,

puede calcularse fácilmente utilizando las definiciones

revisadas en teoría de presiones.

Se requiere de una densidad de lodo mayor para perforar

la zona de gas cerca del tope de la estructura que la

requerida para perforar la zona cerca del contacto gas/agua.

Efecto de densidad diferencial




Considere la arena de gas de la

figura.

Si la porción de la arena llena de

agua es de presión normal y el

contacto gas/agua ocurre a 5000

pies, ¿cuál será la densidad de

lodo requerida para perforar, con

seguridad, a través del tope de la

arena a una profundidad de 4000

pies?.

Asumir que el gas tiene un gradiente de presión de 0.042 lpc/pie.

Efecto de densidad diferencial. ejemplo




Efecto de densidad diferencial - Ejemplo: Solución

El gradiente de presión normal considerado es de 0.465 lpc/pie, luego

la presión de la arena en el punto de contacto gas/agua será:

0.465 lpc/pie * 5000 pies = 2325 lpc

La presión en la zona estática de gas a 4000 pies es:

2325 - 0.042 * (5000 – 4000) = 2283 lpc

Esto corresponde a un gradiente de:

pie

lpc571.0

4000

2283




La densidad de lodo necesaria para balancear esta presión será:

lpg11052.0

571.0

La densidad del lodo para perforar será esta última mas el

margen de viajes (0.3 lpg).

DL = 11.3 lpg

Efecto de densidad diferencial - Ejemplo: Solución (cont.)




El movimiento ascendente de fluidos de un yacimiento

profundo hacia una formación mas superficial origina en

ésta una presión anormal.

Cuando esto ocurre, la formación superficial se dice

que está "cargada".

Efecto de migración de fluidos




El camino para éste tipo de

migración de fluidos puede ser

natural o provocado.

Aun cuando el movimiento del

fluido hacia arriba se detenga,

se requiere de un tiempo

considerable para que las

presiones de la zona cargada

se disipen y regresen a su valor

normal.

Efecto de migración de

fluidos




Efecto de ósmosis El mecanismo hipotético, mediante el cual una formación actúa

como un tamiz de ion parcial para formar un estrato impermeable.





El efecto que las fallas estratigráficas tienen en la

distribución de presiones de los fluidos depende de

diversos factores:

• Si ellas forman un sello efectivo o actúan como

puntos de drenaje.

• Como se desplazan los reservorios y estratos

sellantes.

• La distribución original de las secuencias de

reservorios y capas-sello.




Diapirismo de las lutitas

Los domos lutíticos son el resultado del flujo

intrusivo desde capas subyacentes de lutitas.

Estas siempre son inconsolidadas y por eso

presurizadas anormalmente




Los domos lutíticos se forman por un proceso

similar al ocurrido en la formación de domos

salinos y por las siguientes anomalías de

presiones:

Paleopresión debida al levantamiento previo

de capas de formaciones mas profundas hacia

profundidades mas someras.

Confinamiento de las formaciones penetradas.





Bolsas aisladas en el tope del diapirismo. Debido a que la

presión del estrato se mantiene, se desarrollará una

sobrepresión considerable dentro del mismo (domos

salinos).

Transferencia de presión desde las lutitas inconsolidadas

hacia los reservorios penetrados.

El efecto osmótico debido al incremento en la salinidad

del agua de formaciones cerca del domo salino.





Conclusiones

1. La mayor contribución a la existencia de

presiones anormales es aportada por el efecto

de subcompactación.

2. La diagénesis química. En éste fenómeno juega

un papel primordial el gradiente geotérmico.

3. Los movimientos tectónicos y la ósmosis.

CIED


Técnicas y métodos

para la detección de

presiones anormales



Tema 1. Técnicas de detección de

presiones anormales.

Tema 2. Métodos de detección de presiones anormales.

Técnicas y métodos para la detección de presiones anormales



• Técnicas antes de la perforación

• Técnicas durante la perforación

• Técnicas después de la perforación

Tema 1

Técnicas de detección de presiones anormales



Introducción

El costo y los problemas inherentes a la perforación, pueden

reducirse sustancialmente si se conoce con anterioridad a

que profundidad se encuentran las presiones anormales y

cual es su magnitud.



Ventajas

Programación más eficaz del pozo.

Mejores tasas de perforación (densidad mínima de

lodo)

Menos problemas operacionales (pérdidas de

circulación, diferenciales y arremetidas)

Selección más adecuada de la profundidad de

asentamiento de los revestidores.

Reducción del tiempo y del costo de la perforación.



Clasificación

Las técnicas para detectar presiones anormales se han

clasificado generalmente como métodos de aplicación:

Antes de la perforación.

Durante la perforación.

Después de la perforación.



Técnicas antes de la perforación

Sísmica



Para estimar las presiones de formación a partir de los datos

sísmicos, se debe determinar la velocidad acústica promedio

como una función de la profundidad.

Este criterio se basa en la tendencia de compactación normal

de las formaciones, a medida que incrementa la profundidad.


Sísmica



Cuando se interrumpe la tendencia de compactación normal,

se reduce la velocidad de las ondas sísmicas, debido a que el

tiempo de tránsito en el intervalo (ITT) es un parámetro

dependiente de la porosidad.


TTI = TTI ( 1 – ) + TTI

: porosidad

TTI ( 1 – ): TTI a través de la matriz de la roca.

TTI : TTI a través de los fluidos contenidos en los

espacios porosos.

Sísmica



El tiempo de tránsito en el intervalo (TTI), tiende a

disminuir con la profundidad, en zonas de compactación

normal.

En una zona subcompactada, TTI se desviará de la

tendencia normal, incrementando con la profundidad, lo

cual es indicativo de un posible tope de presiones

anormales.


Sísmica



Si todo lo demás es igual, la velocidad de penetración

declina gradualmente, en la medida en que aumenta la

profundidad por disminución de la porosidad, debido al peso

de los estratos suprayacentes (compactación normal).

Técnicas durante la perforación

Técnicas en tiempo real

Velocidad de penetración



El análisis de la velocidad de penetración da la posibilidad

de detectar cualquier cambio significativo de la porosidad.

De hecho, ha sido reconocido desde hace tiempo que la

velocidad de penetración se incrementa cuando se perforan

lutitas subcompactadas y presurizadas anormalmente.






En la figura se muestra un

ejemplo de la variación de

la velocidad de penetración

en la zona de transición de

una zona de presión

anormal.







Técnicas en tiempo real: Exponente “d”

Se han formulado en los últimos años, diversas maneras de

“normalización” de la velocidad de penetración.

Su objetivo es el de eliminar los efectos ocasionados por las

variaciones de los parámetros de perforación y lograr una

medida representativa de la “perforabilidad” de la formación.

En el campo se ha demostrado que, en la ausencia de

computadoras, la solución conocida como el método del

exponente “d”, es el más sencillo y más confiable.





Jorden & Shirley propusieron usar el modelo de Bingham para

normalizar la velocidad de penetración por el efecto de

variaciones en el peso sobre la mecha, velocidad de la mesa

rotatoria y diámetro de la mecha, mediante un exponente “d”

definido por:

6

log60

" " (unidades "d")12

log10 M

R

Nd

w

DLas unidades utilizadas para las

variables de penetración son:

R: pies/hora.

N: revoluciones/minuto (rpm)

w: libras – fuerza

DM: pulgadas





Diagrama del exponente “d” en una zona subcompactada




Técnicas en tiempo real: Exponente “d” corregido (dc)

La presión diferencial depende de la presión de poros y de la

densidad del lodo.

Si la densidad de lodo cambia, cambiará también el

exponente “d”.

Debido a esto se debe corregir el exponente “d” para cambios

en la densidad del lodo, de tal forma que represente

propiamente la diferencia entre la presión hidrostática del

área y la presión de la formación.




Técnicas en tiempo real: Exponente “d” corregido (dc)

Donde:

Dn: densidad del lodo equivalente de presión de poros normal,

lbs/gal.

DE: densidad equivalente de circulación, lbs/gal.

Relam & McDedon (1971), sugirieron la corrección siguiente:

E

n

D

Dddc *""""




Técnicas en tiempo real: Diferencial de presión

Es la diferencia entre la presión ejercida por una columna

de lodo y la presión de la formación (llamada también

presión de poros).

Para una determinada litología, la velocidad de

penetración disminuye a medida que aumenta AP.




Técnicas en tiempo real: Diferencial de presión

Las relaciones entre AP y la

velocidad de penetración

varían de una región a otra.

Se necesitan estudios

similares en cada cuenca

petrolífera si se piensa tener

estas gráficas como

referencia para la evaluación

de AP.





Compactación

La compactación de un sedimento se refleja en su porosidad,

esto quiere decir, el contacto grano a grano de la matriz de la

roca.

Dada una litología homogénea y sin alteración de ninguna de las

otras variables, la velocidad de penetración declina gradualmente

a medida que aumenta la compactación.

Por otro lado, si la velocidad de penetración aumenta en una

secuencia uniforme de arcillas, esto refleja subcompactación.

El cambio relativo en la velocidad de penetración es una función

del grado de subcompactación.




Técnicas en tiempo real: Torque

Las mediciones del torque en la superficie integran el torque en

la mecha y la fricción de la sarta contra las paredes del hoyo. A medida que incrementa la profundidad, también incrementa la

cantidad de contacto entre las paredes del hoyo y la sarta de

perforación, de tal manera que el torque también se incrementa

gradualmente.

Un incremento inusual en el torque puede originarse por varias razones.

Una de ellas puede ser una variación de la presión diferencial asociada con la penetración de una zona de presión anormal.




A pesar de que el torque no es fácil de interpretar, en vista de

el número de fenómenos que pueden afectarlo (geometría del

hoyo, desviación, BHA, etc,), debe considerarse como un

parámetro de segundo orden para el diagnóstico de

presiones anormales.

Técnicas en tiempo real: Torque




Técnicas en tiempo real: Sobretensión y arrastre

La reducción del diámetro del hoyo originará una

sobretensión, cuando se saca la sarta del hoyo, o puede ser

necesario aplicar peso adicional cuando se introduce tubería,

pudiendo ser necesario en algunos casos reperforar

parcialmente la sección abierta anteriormente.




Técnicas en tiempo real: Relleno en el hoyo

Después de un viaje o durante las conexiones, los derrumbes

de las paredes del hoyo pueden asentarse impidiendo que la

mecha pueda regresar al fondo del pozo.

La inestabilidad de las paredes, en una zona de presiones

anormales, puede originar desprendimiento de las mismas.

El relleno del hoyo puede tener otras causas.




Técnicas en tiempo real Nivel de los tanques, flujo diferencial, presión de bombeo

La medición del nivel de los tanques activos de lodo, flujo

diferencial y presión de bombeo proporcionan un medio para

reconocer arremetidas produciéndose por presiones

diferenciales negativas.

Esto puede ser debido a un incremento en la presión de

poros o a una disminución en la densidad equivalente del

lodo (pérdida de circulación, disminución de la densidad del

lodo, presencia de gas, suabeo).




Técnicas en tiempo real Nivel de los tanques, flujo diferencial, presión de bombeo

Se recomienda un medidor de flujo (Flo-Sho), como equipo

de norma en taladros que perforan pozos exploratorios o de

alto riesgo.

En aquellas áreas donde se sabe que existen presiones

anormales, pero, no se observan zonas de transición, la

selección de un medidor de flujo es determinante, porque no

se tiene otra indicación de arremetida o de desbalance del

pozo.




Técnicas en tiempo real: MWD

MWD (Mediciones durante la perforación): proporcionan un rango

de mediciones sobre los parámetros de perforación y evaluación

de la formación:

Peso aplicado sobre la mecha.

Torque en la mecha.

Presión hidrostática.

Temperatura del lodo.

Resistividad del lodo.

Resistividad de la formación.

Radioactividad de la formación.




La figura muestra la correlación cerrada entre los datos obtenidos

usando registros eléctricos clásicos y MWD.

Técnicas en tiempo real: MWD




El monitoreo e interpretación de los datos de gas es

fundamental para detectar zonas anormalmente

presurizadas.

Proporciona al geólogo, en el taladro, información

relacionada con la roca originaria, el reservorio y el equilibrio

del pozo.

Técnicas en tiempo retardado: Gas en el lodo




Las muestras de gas pueden ser categorizadas de acuerdo a su fuente como sigue:

• Gas de formación (gas de los cortes)

• Gas producido

• Gas reciclado

• Gas contaminante de productos a base de petróleo

utilizados en el lodo o por descomposición térmica de los

aditivos.

Técnicas en tiempo retardado: Gas en el lodo




Es el gas liberado por las formaciones perforadas.

Usualmente representado por un nivel bajo pero constante

de gas en el lodo.

Este valor constante puede o no interrumpirse hacia niveles

más elevados como resultado de la perforación de una zona

con presencia de hidrocarburos o del movimiento de la sarta

durante viajes y conexiones.

Técnicas en tiempo retardado: Gas remanente




Si durante la perforación se penetran formaciones porosas y

permeables conteniendo gas, pueden aparecer trazas de gas.

La figura muestra tres diferentes situaciones que pueden presentarse

cuando se perfora a través de un mismo yacimiento homogéneo.

Técnicas en tiempo retardado: Trazas de gas




La presencia de gas de conexión (GC) o de gas de viajes

(GV) puede ser típico de desbalance en un pozo.

La densidad equivalente aplicada a la formación, con las

bombas paradas (estática) es menor que la densidad

equivalente de circulación (dinámica).

El monitoreo de la frecuencia y progresión del gas de

conexión puede ser una ayuda para la evaluación de las

presiones diferenciales.

Técnicas en tiempo retardado: Gas de conexión y gas de viajes




En la figura, el gas de

conexión y el gas

remanente se muestran

separadamente pero

superpuestos para

simplicidad de la

interpretación.





Para monitorear correctamente el gas de conexión deben

tomarse en cuenta los siguientes criterios:

Litología: tanto como sea posible, debe prestarse

especial atención al gas de conexión de secuencias

arcillosas.

Sacando tubería del hoyo puede producir una condición

temporal de P negativo o exagerar al ya existente.




Técnicas después la perforación

Respuestas de los parámetros utilizados cuando se penetra una

zona subcompactada



Tema 2

Métodos de detección de presiones anormales

• Método antes de la perforación

• Método durante la perforación

• Método después de la perforación



Método antes de la perforación

Para determinar la presión de la formación a partir de

los datos sísmicos, se ha utilizado con frecuencia la

correlación empírica de Pennebaker.

Esta establece una relación entre la divergencia en un

punto dado de la tendencia de compactación normal, y

las presiones de formación medidas en yacimientos

adyacentes.

Correlación de Pennebaker





entre el gradiente de presión

de la formación y los tiempos

de tránsito en el intervalo

observados para un área

específica.





Correlación de Pennebaker: Procedimiento de aplicación

1. Evaluar el registro sísmico para obtener el tiempo de tránsito en los intervalos de interés.

2. Graficar en papel semi – log de 2 ciclos, los valores de tiempo de tránsito (escala logarítmica) en función de la profundidad (escala lineal).

3. Trazar la línea de compactación normal por aquellos puntos con esa tendencia de compactación y otra línea para aquellos puntos fuera de la tendencia normal.

4. Determinar el tope de la zona de presión anormal en el punto

donde ambas líneas se separan.




5. Determinar el to (observado) y el tn (normal) a la(s) profundidad (des) donde se requiere evaluar las presiones de

formación.

6. Obtener el valor de ( to/ tn) para cada profundidad.

7. Obtener el gradiente de presión de la formación a partir de la correlación gráfica de Pennbaker.

8. Obtener la presión de la formación, multiplicando el gradiente definido en el paso anterior, por la respectiva profundidad.

Correlación de Pennebaker: Procedimiento de aplicación




La correlación de Pennbaker debe prepararse

anticipadamente basándose en valores de gradiente

de presión observados en pozos vecinos y gráficos

contra las relaciones ( to/ tn) respectivas.





Utilizando la correlación gráfica de Pennebaker y los datos

proporcionados, determinar:

1. El tope de la zona de presión anormal.

2. Gradiente de presión y presión de formación para la

zona de presiones anormales a las profundidades que

se requieran.

3. Densidad máxima del fluido de perforación (considere

un P de 0.3 lpg).

Correlación de Pennebaker : Ejercicio




Profundidad (pies) TTI ( seg/pie)

6500 126

7000 122

7250 116

7500 117

8000 112

8500 105

9000 105

9500 100

9750 115

10000 110

10250 113

10750 118

11000 120

12000 121

Datos sísmicos





Solución:

1. Tope de la zona de presión anormal.

1.1. Graficar t (TTI) vs. Profundidad.

1.2. Trazar las líneas de compactación normal y anormal.

1.3. Tope de la zona de transición (de la gráfica) @ 9500'.





Solución:

2. Gradientes de presión y presión de formación.

2.1. Determinar tn, to y to/ tn en las profundidades de interés.

Profundidad (pies) tn to ( to / tn )

9750 97 115 1.18

10000 96 110 1.15

10250 93 113 1.22

10750 90 118 1.31

11000 88 120 1.36

12000 82 121 1.48





2.2 Determinar el gradiente de presión y la presión de formación en las profundidades de interés.

to/ tn Gp Pp

9750 1.18 0.8 7800

10000 1.15 0.77 7700

10250 1.22 0.83 8508

10750 1.31 0.89 9568

11000 1.36 0.91 10010

12000 1.48 0.95 11400


Profundidad (pies)




3. Densidad máxima de fluido de perforación:

máx

0.950.3 18.6 lpg

0.052D




Métodos durante la perforación

Describe la relación entre los valores del exponente “d” observado (“do”),

“d” normal (“dn”) y el gradiente de poros, en función de la relación:

Exponente “d” : Correlación de Ben Eatón

1.2do

Gp Gsca Gsca Gndn

Gp: gradiente de presión de poros, lpc/pie.

do: exponente “d” observado, unidades “d”.

dn: exponente “d” normal, unidades “d”.

Gn: gradiente de presión de poros normal.

Gsca: gradiente de sobrecarga real, lpc/pie.




Exponente “dc”

El valor del exponente “d” corregido (“dc”), se utiliza para compensar

los efectos ocasionados por cambios en la densidad del lodo.

Se determina con la expresión: " " " " * NDLdc d

DLDonde:

DLN: densidad “normal” del lodo, lpg (depende del área, tomar 8.33 lpg,

sí se desconoce el gradiente normal).

DL: densidad del lodo en uso, lpg.




Exponente “dc”

Para la determinación de las presiones de formación en función de los

parámetros de perforación, se recomienda la utilización de la

correlación de Ben Eaton, en función del exponente “dc”.

1.2dco

Gp Gsca Gsca Gndcn

Donde:

Dco: exponente “d” corregido observado, unidades “d”.

Dcn: exponente “d” corregido normal, unidades “d”.

El gradiente de sobrecarga real (Gsca) debe obtenerse para el área de interés.




Exponente “dc”

Variación del gradiente

de sobrecarga real con la

profundidad para la

Costa del Golfo (U.S. A).

(después de Eaton).




Exponente “dc”

La exactitud del método del exponente dc es afectada por:

• El diferencial de presión ( P).

• Un mantenimiento inadecuado (separación de sólidos

inadecuada).

• El método asume una buena limpieza en el fondo del pozo.

• La litología también es un factor determinante.




Procedimiento de aplicación

1. Seleccionar previamente los intervalos lutíticos a utilizar para la

aplicación del exponente “dc”.

2. Obtener información en tiempo real: velocidad de penetración,

peso sobre la mecha, velocidad de la mesa rotatoria (rpm) y

diámetro del hoyo.

3. Obtener los valores de “d” y “dc”.

4. Graficar en papel semilog x 2 ciclos los valores del exponente

“dc”, en función de la profundidad (escala normal).

Exponente “dc”



5. Trazar la línea de compactación normal por aquellos puntos que tengan esa tendencia.

6. Determinar el tope de la zona de presión anormal en el puno de divergencia.

7. Obtener los valores observados y normales a las profundidades donde se desee evaluar las presiones anormales de formación.

8. Determinar los gradientes de presión utilizando la correlación de Ben Eatón (recomendado).

9. Obtener las presiones de formación multiplicando éstos gradientes por las respectivas profundidades.


Exponente “dc”

Procedimiento de aplicación



Métodos después de la perforación

Resistividad y conductividad

La resistividad de la lutita decrece en zonas de presiones

anormales.

Este fenómeno se ha utilizado, en muchas áreas, como una

indicación cualitativa de altos gradientes de presión.

De igual manera, la conductividad de la lutita aumenta en

zonas de presiones anormales.

Si se penetra una zona que tiene porosidad anormalmente alta

(presiones altas asociadas), la resistividad de la roca se

reduce debido a la mayor conductividad del agua contenida en

los poros.




Para determinar la presión de la formación a partir de la resistividad o

conductividad de las lutitas, se utilizan las correlaciones empíricas

desarrolladas por Ben Eaton, Hottmann & Johnson, Lane &

Macpherson y Matthews & Kelly.

La relación establecida por estos autores entre la resistividad (o

conductividad) y la profundidad, fue determinada a partir de datos de

formaciones pertenecientes al mioceno y oligoceno, en áreas de la

Costa del Golfo en los Estados Unidos.





Resistividad y conductividad: Correlación de Ben Eaton

Desarrolló correlaciones para cuantificar presiones de formación a partir

de la resistividad y conductividad de las lutitas.

1,2

Ro ShGp Gsca Gsca Gn

Rn Sh

1,2

Cn ShGp Gsca Gsca Gn

Co ShDonde:

Ro(Sh): resistividad observada

Rn(Sh): resistividad normal

Co(Sh): conductividad observada

Cn(Sh): conductividad normal




La resistividad y conductividad observadas se refieren a

secciones lutíticas “limpias”.

Este es el método recomendado para la obtención de las

presiones de formación después de la perforación, a partir

de la resistividad o conductividad.

Resistividad y conductividad: Correlación de Ben Eaton





Correlación de Hottman y Johnson

Es otro método utilizado para cuantificar las presiones de

formación a partir de los registros de resistividad.

Previamente debe definirse, para el área de interés, la

relación entre (Rn(Sh) / Ro(Sh)) y el gradiente de poros.




Resistividad y conductividad: Correlación de Hotman y Johnson




Resistividad y conductividad: Correlación de Hotman y Johnson

1. Establecer la relación entre (Rn(Sh)/Ro(Sh)) y el gradiente de

poros (gráfica) para el área de interés. Si se trata de un pozo

de desarrollo, ésta gráfica deberá estar definida con

anterioridad.

2. Graficar los valores de resistividad de las lutitas vs. profundidad

obtenidos en el pozo estudiado y definir el tope de la zona de

presión anormal.

3. Trazar la línea de tendencia normal.



4. Determinar la relación (Rn(Sh)/Ro(Sh)), para las

profundidades de interés en la zona de presión anormal.

5. Determinar los gradientes de formación correspondientes a

éstas profundidades, utilizando la gráfica mencionada en (1) y

en función de las relaciones (Rn(Sh)/Ro(Sh)) obtenidas en (4).


Resistividad y conductividad: Correlación de Hottmann y Johnson




Resistividad y conductividad: Correlación de Lane y MacPherson

Permite también obtener las presiones de poros a partir de la

resistividad de las lutitas.

Es el método más laborioso. Es necesario conocer el gradiente

de sobrecarga para las profundidades de interés y así aplicar

la correlación específica para la determinación de los

gradientes de formación.




- Para 0.8 < Gsca 0.9 Ro Sh

0.465 0.509 1GpRn Sh

- Para 0.9< Gsca 0.95 Ro Sh

0.465 0.550 1GpRn Sh

- Para 0.95 < Gsca 1.0 Ro Sh

0.465 0.590 1GpRn Sh





La figura da soluciones

aproximadas a las

correlaciones anteriores.





Resistividad y conductividad: Correlación de Matthews y Kelly

Utilizaron correlaciones gráficas para la determinación de los

gradientes de poros en las formaciones Frío, Wilcox y Vicksburg

en el sur de Texas y en la Costa de Louisiana.

Estas correlaciones son aplicables en aquellas áreas donde se

han realizado mediciones de las variaciones de las relaciones de

resistividad y los gradientes de poros.




Resistividad y conductividad: Correlación de Matthews y Kelly




Registro sónico

Para determinar la presión de la formación a partir del

registro sónico, se utilizan relaciones empíricas

desarrolladas igualmente por Ben Eaton, Hottman &

Johnson y Matthews & Kelly.

Ellos relacionaron la divergencia, desde un punto dado de

la tendencia de compactación normal, con presiones de

formación medidas en yacimientos adyacentes, del

Mioceno y Oligoceno.




Registro sónico

3

,tn Sh

Gp Gsca Gsca Gn lpcto Sh

Correlación de Ben Eaton




Registro sónico

Correlación de Hottman y

Johnson

La figura muestra la variación

del gradiente de poros en

función del tiempo de tránsito

en el intervalo.




Registro sónico Correlación de Matthews y Kelly

La figura muestra la

variación del gradiente

de poros en función

del tiempo de tránsito

en el intervalo.




Porosidad

Dado que la porosidad decrece con la profundidad en

zonas de compactación normal, es posible detectar el

tope de zonas subcompactadas por la desviación de la

línea de tendencia normal de la porosidad.




Porosidad: Método de la profundidad equivalente

Cualquier punto A en la zona de

arcilla subcompactada se asocia a

un punto normalmente

compactado B.

La compactación (porosidad) en el

punto A es idéntica a la del punto

B.

La profundidad del punto B (HB),

es llamada la profundidad

equivalente.




El fluido contenido dentro de los poros en la arcilla, a la profundidad

A, ha sido sometido a todas las cargas geostáticas en el transcurso

del enterramiento, desde HB hasta HA.

Usando la fórmula de Terzaghi.

Gsca = + Gp

: esfuerzo vertical de la matriz de la roca, lpc/pie.

Este esfuerzo, transmitido en el contacto grano a grano, es igual en

A y B.

A = B

Gp (A) = Gp (B) + [Gsca (A) – Gsca (B)]

Porosidad: Método de la profundidad equivalente

CIED


Métodos para la

determinación

de la presión de

fractura



Métodos para la determinación

de la presión de fractura

Métodos para la determinación de

presión de fractura



• Introducción

• Métodos predictivos

• Métodos de verificación de presiones de

fractura

Tema 1

Métodos para la determinación de la presión de fractura



Introducción

Las técnicas para determinar las presiones de

fractura, al igual que aquellas para determinar

presiones de poro, incluyen métodos predictivos y

verificación de los mismos.

La planificación inicial debe basarse en valores de

presiones de fractura obtenidos mediante un método

predictivo.



Cuando se encuentran presiones anormales, la densidad del

fluido de perforación debe incrementarse para mantener la

presión en el fondo del pozo mayor que la presión de poros y

evitar el flujo de fluidos de formaciones permeables hacia el

hoyo perforado.

Debido a que la presión hidrostática en el fondo del pozo

debe mantenerse por debajo de la presión que podría originar

fractura de las formaciones más someras, relativamente

débiles, debajo de la zapata, existe una densidad máxima de

lodo que puede ser tolerada.

Resistencia de fractura de la formación



El conocimiento de la presión a la cual puede ocurrir

una fractura de la formación a cualquier profundidad

es esencial para planificar y perforar un pozo con

presencia de presiones anormales.

Para comprender los esfuerzos subterráneos

involucrados en la fractura de una formación hay que

considerar los procesos geológicos ocurridos.




A medida que la superposición de estratos continúa

y se incrementa el esfuerzo vertical de la matriz de

la roca z , debido al incremento de la carga

soportada en el contacto grano a grano, los

sedimentos tienden a expandirse lateralmente

pero, esencialmente esto es evitado por la roca

circundante.




Si se designan como esfuerzos principales de la matriz de la roca,

aquellos esfuerzos normales a los planos sin esfuerzo de corte,

la condición subsuperficial general, de la condición de esfuerzos,

puede definirse en términos de x, y y z.

En una región geológica relativamente relajada, tal como una

cuenca sedimentaria deltaica joven, los esfuerzos horizontales

de la matriz X y Y tienden a ser aproximadamente iguales y

mucho menores que el esfuerzo vertical de la matriz, Z.




Si los sedimentos tienen un comportamiento elástico, la

deformación horizontal X, puede expresarse en función de la

Ley de Hooke.

X Y ZX

E E E

donde E es el módulo de elasticidad de Young y es la

relación de Poisson.




Para rocas en estado de compresión ocasionada por

sedimentación, la deformación horizontal, X,, es

esencialmente 0 y, dado que los esfuerzos horizontales X y

Y son aproximadamente iguales.

min1

X Y Z

min representa el esfuerzo horizontal promedio.




Métodos predictivos

Las ecuaciones para predecir las presiones de fractura, usadas

más frecuentemente incluyen:

1) La correlación de Hubbert & Willis

2) La correlación de Matthews & Kelly

3) La correlación de Pennebaker

4) La correlación de Ben Eaton.

Se aplican también otros métodos, como las correlaciones de

Christman y MacPherson & Berry, pero su uso es limitado.



Correlación de Hubbert & Willis


El esfuerzo horizontal mínimo es igual a alguna fracción del

esfuerzo horizontal efectivo, el cual es igual al peso (esfuerzo) de sobrecarga menos la presión de la formación.

Este esfuerzo horizontal mínimo se considera 1/3 del esfuerzo vertical efectivo.

La ecuación resultante para éste método es:

2

3

Pf

Psca PP



Correlación de Matthews & Kelly


La innovación aportada por Matthews & Kelly radica en la

inclusión del coeficiente de esfuerzo variable de la matriz, Ki.

Su ecuación se expresa como sigue:

Pf=Ki(Psca-PP)+PP

El coeficiente Ki relaciona las condiciones de esfuerzo de la matriz reales de la formación de interés, en zonas de presiones anormales (subcompactadas), con las condiciones del esfuerzo de la matriz, si la formación es normalmente compactada.




Correlación de

Matthews & Kelly





Es similar a la correlación de Matthews & Kelly y se usa la

misma ecuación para calcular el esfuerzo mínimo de la

matriz.

Los estudios realizados por Pennebaker fueron hechos sobre el

análisis del tiempo de tránsito en el intervalo (TTI), reconociendo

que el gradiente de presión de sobrecarga es variable y está

relacionado con la edad geológica y con la profundidad de los

estratos.




Se utiliza una figura en la cual

se entra directamente con la

profundidad real de la

formación a la cual se desea

determinar su presión de

fractura, independientemente

de que sea normal o anormal,

para obtener Ki.

Correlación de

Pennebaker




Pennebaker no asumió un gradiente de sobrecarga constante e igual a 1 lpc/pie para sus cálculos, sino que desarrollo una correlación para determinarlo.

El efecto de la edad geológica

sobre el esfuerzo de sobrecarga

es tomado en cuenta por una

familia de curvas para varias

profundidades en las que el

tiempo de tránsito en

el intervalo derivado de datos

sísmicos es de 100 seg/pie






Eaton, expandiendo el trabajo de Hubbert & Willis, introdujo

formalmente la relación de Poisson y un gradiente de sobrecarga

variable.

La cantidad de esfuerzo horizontal mínimo originado por el esfuerzo

vertical es función de la relación de Poisson de la roca de interés y

se expresa como sigue:

min1

Z




La ecuación resultante para la presión de fractura es:

1f sca P PP P P P

La tendencia de la relación de Poisson no es exactamente la

misma para áreas diferentes y debe ser verificada, de ser posible, con datos locales.

Cada área prospectiva debe tener su propia curva de la relación de Poisson.




Métodos de verificación de presiones de fractura

Las correlaciones descritas anteriormente,

para estimar la presión de fractura de la

matriz de la roca, se toman como referencia

para un área o localización determinada, es

decir, como métodos de predicción.




Durante el proceso de perforación de un pozo se

realiza una prueba para cuantificar la presión de

fractura de las formaciones, por debajo de la

zapata del revestidor, una vez cementado.

Esta prueba se denomina Prueba de Integridad de

Presión (PIP) y sirve como confirmación de los

valores anticipados de presión de fractura obtenidos

de las correlaciones estudiadas anteriormente.




La prueba de integridad de presión completa es una prueba

realizada por debajo del último revestidor cementado, antes de

reiniciar el proceso de perforación y con los siguientes

propósitos:

Determinar la presión (gradiente) de fractura o su densidad

equivalente máxima.

Definir la máxima presión anular permisible un la superficie

(MPAPS).

Verificar la calidad de la cementación primaria.

Prueba de integridad de presión completa (Leak-off test)




La figura muestra una prueba de integridad completa donde el valor estimado de PIP coincide con el real.




El procedimiento para realizar ésta prueba es el

mismo utilizado para la prueba completa.

La diferencia radica en que no se busca el

punto de fuga de fluidos sino que se verifica si

la formación soportará una densidad de lodo

diseñada para perforar la próxima sección de

hoyo, sin llegar al valor de PIP estimado.

Prueba de integridad de presión limitada (PIPlim)




El procedimiento para realizar ésta prueba es el

mismo utilizado para la prueba completa.

La diferencia radica en que no se busca el punto de

fuga de fluidos sino que se verifica si la formación

soportará una densidad de lodo diseñada para

perforar la próxima sección de hoyo, sin llegar al

valor de PIP estimado.


Deteccion de Presiones Anormales y de Fractura Pdvsa

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