presiones.doc

2.5. PRESIÓN DE FLUIDO.-La presión en un fluido es la presión termodinámica que interviene en la ecuación

constitutiva y en la ecuación de movimiento del fluido, en algunos casos especiales

esta presión coincide con la presión media o incluso con la presión hidrostática.

Todas las presiones representan una medida de la energía potencial por unidad de

volumen en un fluido. Para definir con mayor propiedad el concepto de presión en un

fluido se distinguen habitualmente varias formas de medir la presión:

La presión media, o promedio de las presiones según diferentes direcciones

en un fluido, cuando el fluido está en reposo esta presión media coincide con

la presión hidrostática.

La presión hidrostática es la parte de la presión debida al peso de un fluido en

reposo. En un fluido en reposo la única presión existente es la presión

hidrostática, en un fluido en movimiento además puede aparecer una presión

hidrodinámica adicional relacionada con la velocidad del fluido. Es la presión

que sufren los cuerpos sumergidos en un líquido o fluido por el simple y

sencillo hecho de saberse dentro de este. Se define por la fórmula:

hPh (Ec. 2.10)

Donde:

Ph = presión hidrostática.

γ = ρg = peso específico.

h = profundidad bajo la superficie del fluido.

La presión hidrodinámica es la presión termodinámica dependiente de la

dirección considerada alrededor de un punto que dependerá además del peso

del fluido del estado de movimiento del mismo.

2.6. FACTOR 0.052.-Es un factor de conversión que

convierte la densidad de un fluido

en un gradiente de presión.Si utilizamos un cubo cuadrado por un

pie de alto, y se llena el cubo con un

fluido, será necesario 7.48 galones. Si

la densidad del fluido es 1 LPG, el peso

39

FUNDAMENTOS DE PERFORACIÓN

total del cubo será 7.48 libras por pie cúbico. Para pasar de libras por pie cúbico a libras por pulgada

cuadrada (psi), se divide entre 144 pulg2.

ftpsi

ftpu

ftGalsLPG

052.0lg144

48.71

2

2

3

2.7. GRADIENTE DE PRESIÓN.-Se define como el cambio de presión por unidad de profundidad.

La unidad dada generalmente para el gradiente de presión es psi/pie.

LPGftpsi

GP Lodo

052.0 (Ec. 2.11)

Fig. 2.5. Gradiente de presión.

Los gradientes de presión son valores utilizados a fin de determinar la presión de

fondo fluyente, y subsecuentemente la productividad de un pozo mediante la caída

de presión desde el yacimiento. Las ecuaciones para el cálculo de el gradiente de

presión consideran varios parámetros, tales como: tasa de líquido, viscosidades,

relación gas-petróleo, corte de agua, entre otros. Y muchos de los métodos

consideran incluso el patrón de flujo. Pero, de una manera muy general, se puede

decir que las ecuaciones de flujo multifásico para determinación de los gradientes de

presiones tienen tres componentes principales:

o Componente Gravitacional. El peso del fluido empuja el fluido hacia abajo.

40

Fig. 2.4. Ejemplicación de obtención del factor del 0.052.


o Componente por Viscosidad. Representan las fuerzas de oposición del medio

por donde circula el fluido.

o Componente por Velocidad de Flujo. El efecto de inercia del movimiento del

fluido a una velocidad determinada.

2.10. PRESIÓN HIDROSTÁTICA.-La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto dado del pozo.

“HIDRO = agua” y “ESTATICA = no está en movimiento”. Por lo tanto, la presión

hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido estacionaria (que no

está en movimiento).

ftftpsi

psiPH Verdadera Vertical dProfundidaPresión de Gradiente

(Ec. 2.12)

Fig. 2.8. Presión hidrostática.

Es la causada por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área.

hPH 052.0 (Ec. 2.13)

Donde:

PH = presión hidrostática, (psi).

ρ = densidad del fluido, (LPG).

h = profundidad vertical verdadera, (pies).

hPH 42.1 (Ec. 2.14)

Donde:

41


PH = presión hidrostática, (psi).

ρ = densidad del fluido, (gr/cc).

h = profundidad vertical verdadera, (m).

Una importante aplicación de la ecuación de la presión hidrostática es determinar la

densidad apropiada del fluido de perforación.

La columna de fluido en el pozo debe tener suficiente presión para controlar la

presión de poro del fluido de formación, teniendo en cuenta que la densidad de la

columna de fluido no debe causar fractura a la formación expuesta.

Un fluido pesa y ejerce presión sobre las paredes, sobre el fondo del recipiente que

lo contiene y sobre la superficie de cualquier objeto sumergido en él. Esta presión,

llamada presión hidrostática, provoca, en fluidos en reposo, una fuerza perpendicular

a las paredes del recipiente o a la superficie del objeto sumergido sin importar la

orientación que adopten las caras. Si el líquido fluyera, las fuerzas resultantes de las

presiones ya no serían necesariamente perpendiculares a las superficies. Esta

presión depende de la densidad del líquido en cuestión y de la altura a la que esté

sumergido el cuerpo y se calcula mediante la siguiente expresión:

0PghPH (Ec. 2.15)

Donde:

PH = es la presión hidrostática (pascales).

ρ = es la densidad del líquido (Kg/m3).

g = es la aceleración de la gravedad (m/s2).

h = es la altura del fluido (m).

2.12. PRESIÓN DE FRACTURA.-Se define como la presión a la cual ocurre la ruptura de una formación.

Una predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para optimizar el diseño

del pozo.

En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los

pozos de referencia.

42

http://es.wikipedia.org/wiki/Pascal

http://es.wikipedia.org/wiki/Aceleraci%C3%83%C2%B3n_de_la_gravedad

http://es.wikipedia.org/wiki/Densidad


Gradiente de Presión

Prof.

FormaciónFracturaSobrecarga

Fig. 2.9. Presión de fractura y afallamiento normal.

Partiendo de observaciones teóricas y experimentales se encontró que el plano de

fractura de una formación es normal al plano de mínimo esfuerzo. En afallamientos

“normales”, el menor esfuerzo es horizontal (las fracturas son verticales).

La presión de sobrecarga es igual en magnitud a la suma de la presión del fluido y

del esfuerzo vertical efectivo soportado por la roca.

vformPS (2.17)

La presión de fractura es igual a la presión del fluido más el esfuerzo horizontal al

que esta sometida la roca.

hformPFp (2.18)

En condiciones de afallamiento normal el esfuerzo horizontal es proporcional al

esfuerzo vertical

vh

vh Ctte (2.19)

Entonces, sustituyendo la ecuación (2.17) en (2.19):

formh PSCtte (2.20)

Sustituyendo (2.20) en (2.18):

formform PSCttePFp (2.21)

Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos, por ejemplo:

Método de Hubber & Willis.

Matthews & Kelly (1967).

43


Eaton (1969).

2.12.1. CORRELACIÓN O MÉTODO DE HUBBER Y WILLIS.-En afallamientos normales el esfuerzo horizontal varía entre 1/3 a 1/2 del esfuerzo

vertical.

Grad. de Presiónde Fractura

Profundidad

mínimo

máximo

Profundidad

Esfuerzo de la matriz (Ki)

Fig. 2.10. Diagramas explicativos de los métodos de Hubber y Kelly.

vh a

21

31

O sea que Ctte = (1/3 a 1/2); por lo que la correlación es:

formform PSaPFp

21

31

(2.22)

2.12.2. CORRELACIÓN O MÉTODO DE MATTHEWS Y KELLY.-Introducen un coeficiente de esfuerzos de la matriz rocosa denominado Ki, el cual es

una variable que relaciona los esfuerzos vertical y horizontal soportados por la roca.

Por lo que para ellos Ctte = Ki y su correlación es:

formform PSKiPFp (2.23)

2.12.3. CORRELACIÓN O MÉTODO DE EATON.-Toma en cuenta las propiedades elásticas de la roca, por medio de la relación de

Poisson γ, relacionando a los esfuerzos verticales y horizontales como:

vh

1

44


Y su correlación es:

formform PSPFp

1

(2.24)

Donde:

Fp = presión de fractura, psi/pie.

γ = relación de Poisson, adimensional.

Profundidad

Relación de Poisson

Fig. 2.11. Diagrama explicativo del método de Eaton.

Conociendo las presiones de formación y fractura podemos:

Programa de densidad del lodo.

Profundidad para asentar las tuberías de revestimiento.

Seleccionar los preventores.

Diseñar tuberías, etc.

En pocas palabras es el punto de partida del plan de un pozo. La presión de fractura

puede ser expresada como un gradiente (psi/ft). Los gradientes de fractura

normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión de

sobrecarga.

Formaciones profundas altamente compactadas requieren presiones de

fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia

estructural de la roca.

Formaciones poco compactas pueden tener gradientes de fractura bajos.

45


Fig. 2.12. Esquema de presiones versus profundidad.

La presión en el welbore, debe estar siempre entre la presión de formación y la

presión de fractura, si cae por debajo de la presión de formación un influjo de los

fluidos de formación puede ocurrir y si la presión excede la presión de fractura, la

formación se fractura y una pérdida de fluido puede ocurrir.

2.13. PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT).-Es una prueba para determinar la resistencia o la presión de fractura de una

formación abierta, usualmente llevada a cabo inmediatamente debajo del zapato del

casing.

46


En la prueba Leak Off Test, se cierra el pozo y se grafica la presión de cierre de la

tubería contra la cantidad de lodo que se bombea al pozo. El ploteado deberá formar

una línea hasta que la formación empieza a admitir lodo y el ploteado empieza a

curvearse.

Fig. 2.14. Prueba LOT.

La prueba de admisión se usa para determinar la presión de fractura.

Superficieen Admisión Presión Lodo del caHidrostátiPresión Fractura dePresión

Luego el gradiente de fractura será:

47


ftVVP

psiftpsi

GF casing de zapato del ...

Fractura dePresión

(Ec. 2.18)

Luego el gradiente de fractura expresado en términos de peso del lodo máximo

permisible MAWM (Maximum Allowed Mud Weigh).

052.0/ casing de zapato del ...

Fractura dePresión

ftVVPpsi

MAWM (Ec. 2.19)

El procedimiento para la Prueba LOT es el siguiente:

Perforar 5 a 10 pies por debajo de la zapata de revestimiento.

Circular para homogenizar el lodo (Peso entrando = Peso saliendo).

Levantar la barrena por encima de la zapata de revestimiento.

Conectar la unidad de cementación a la sarta de perforación y al anular a

través de la línea para matar el pozo.

Pruebar con presión las líneas de la superficie.

Cerrar los arietes de la tubería en el conjunto de preventores instalado.

Comenzar a bombear a bajo caudal (a gasto reducido) de 1/4 BPM (A).

Mientras bombea, observe el aumento de presión hasta que se desvíe de la

tendencia lineal en la gráfica de Presión Vs. Volumen bombeado (B).

Pare inmediatamente la bomba y observe la presión final de inyección (C).

Registre las presiones (B), (C) y los Bbls bombeados.

Descargue la presión a cero y mida el volumen que retorna.

2.14. PRESIÓN DE FORMACIÓN.-La presión de formación presión de poro, es la que existe dentro de los espacios

porales de la roca de esa formación, esta presión resulta del peso de la sobrecarga

por encima del a formación, que ejerce presión sobre los fluidos porales como sobre

los granos:

48


p

p

S

v

h Espacioporoso

Matrizrocosa

Fig. 2.15. Presión de formación.

Se clasifican en:

1. Formaciones de presión normal.

2. Formaciones de presión anormal.

3. Formaciones de presión subnormal.

2.14.1. FORMACIONES DE PRESIÓN NORMAL.-La presión normal de poros es la presión hidrostática de una columna de fluido de la

formación que se extiende desde la superficie hasta la formación en el subsuelo.

La magnitud de la presión normal varía según la concentración de sales disueltas en

el fluido de formación, tipo de fluido, gas presente y gradiente de temperatura.

psi/ft 0.465NormalPresión de Gradiente

2.14.2. FORMACIONES DE PRESIÓN ANORMAL.-Se define como cualquier presión del poro que sea mayor que la presión hidrostática

normal del agua de la formación (de salinidad normal promedio) que ocupa el

espacio poroso.

Las causas de la presión anormal se atribuyen a la combinación de varios eventos

geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos.

psi/ft 0.465 NormalPresión de Gradiente

49


2.14.3. FORMACIONES DE PRESIÓN SUBNORMAL.-Se define como cualquier presión de poros que sea menor a la correspondiente

presión hidrostática normal (de una columna de fluido de salinidad normal promedia)

a una profundidad dada.

Ocurre con menor frecuencia que las presiones anormales. Pudiera tener causas

naturales relacionadas con el historial estratigráfico, tectónico o geoquímico del área.

psi/ft 0.465 NormalPresión de Gradiente

2.15. PRESIÓN DE SOBRECARGA.-La Presión de Sobrecarga se define como la presión ejercida por el peso total de las

formaciones sobrepuestas por arriba del punto de interés. Es una función de: la

densidad total de las rocas, la porosidad y los fluidos congénitos.

También puede definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los

materiales sobrepuestos a la profundidad de interés.

Es la originada por el peso de las rocas sobreyacientes al punto de interés y se

calcula a partir de la densidad combinada de la matriz rocosa y de los fluidos en los

espacios porosos.

Fig. 2.16. Presión de sobrecarga.

En la mayoría de las cuencas sedimentarias la presión de sobrecarga aumenta

linealmente con la profundidad y típicamente tiene una gradiente de presión de 1

psi/ft.

50


Fig. 2.17. Variación de la presión versus profundidad.

Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos

contenidos en los espacios porosos de la misma sobre las formaciones subyacentes.

Se puede expresar de la siguiente manera:

ÁreaAgua del Peso Mineral del Peso

Sobrecarga dePresión

(Ec. 2.20)

También se puede escribir como:

agrob hP 1052.0 (Ec. 2.21)

Donde:

Pob = presión de sobrecarga, (psi).

ρgr = densidad de los granos minerales, (LPG).

ρa = densidad del agua salada o formación, (LPG).

h = profundidad, (pies).

Φ = porosidad, (fracción).

2.16. PRESIÓN DE POROS.-Es la cantidad de sobrecarga que es soportada por el fluido en el espacio poroso de

la roca.

La presión de poros se define como la presión que actúa sobre los fluidos en los

espacios porosos de la roca. Se relaciona con la salinidad del fluido.

Suponiendo que el gradiente de presión de sobrecarga es 1 psi/pie, la fórmula será:

FM PE 1 (Ec. 2.22)

51


Y el gradiente de presión de poros es 0.465 psi/pie, entonces el gradiente normal del

esfuerzo del matrix debe ser de 0.535 psi/pie.

ftpsi

ftpsi

EM 535.0465.01 (Ec. 2.23)

2.17. CAUSAS DE PRESIONES ANORMALES.-Los fluidos de formación (gas, petróleo y agua) deben adquirir presión y esta presión

debe quedar atrapada para que puedan existir presiones anormales. Si hay rutas de

escape disponibles y los fluidos se pueden mover libremente a través de las

diferentes formaciones hacia la superficie, entonces solamente se pueden desarrollar

presiones normales.

En este tema solamente nos interesan presiones anormales principalmente por su

importancia en la relación con amago de reventones. Algunos orígenes de presiones

anormales son:

1. Nivel piezométrico.

2. Características del sistema roca – fluidos.

3. Sedimentación y ambiente de depósito.

4. Movimientos tectónicos.

5. Diagénesis de las arcillas.

6. Represurización de reservorios superficiales.

7. Paleo presiones (Levantamientos Uplift).

8. Fenómenos osmóticos.

9. Efectos termodinámicos.

2.17.1. NIVEL PIEZOMÉTRICO.-Cuando una capa porosa y permeable que esta confinada por estratos

impermeables, aflora en un nivel muy superior (una montaña), el fluido alcanza un

mayor nivel piezométrico regional

52


H

h

Fig. 2.18. Nivel piezométrico.

2.17.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA – FLUIDOS.-En formaciones cerradas con grandes buzamientos y anticlinales, donde se

acumulan fluidos de baja densidad (aceite o gas) que desplazan el agua de la

formación existe un incremento de energía provocado por el empuje del agua, la cual

intenta ocupar el espacio del fluido de baja densidad, represionándolo.

Gas

Agua

Fig. 2.19. Características del sistema roca – fluidos.

2.17.3. SEDIMENTACIÓN Y AMBIENTE DE DEPÓSITO.-Durante la generación de las formaciones, en ritmos de rápida depositación de

sedimentos, asociados con atrapamiento de fluidos (con alguna roca sello), existirá

represionamiento de estos últimos conforme se acumulen mayores estratos.

53


roca sellofluido atrapado

Fig. 2.20. Sedimentación y ambiente de depósito.

El agua en el espacio poroso de la roca queda atrapada porque sedimentos de

limonitas y arenas se depositan rápidamente (debido a acción de ríos) en el tope de

la roca.

Y así cerrando la ruta de escape normal de los fluidos dentro de la roca y de esta

forma el fluido dentro de la roca soporta una proporción de sobrecarga mayor que la

normal. Por lo que se desarrollará presiones anormales.

2.17.3.1. SUB COMPACTACIÓN.-Proceso mediante el cual se desarrolla una presión de poros anormal debido a la

interrupción del balance entre la velocidad de sedimentación de las arcillas y la

velocidad de expulsión de los fluidos desde los poros al compactarse las mismas por

el cubrimiento con capas superiores.

Si los fluidos no pueden escapar debido a la disminución de la permeabilidad de los

poros, el resultado será una presión anormal alta dentro de los poros.

2.17.3.2. DEPOSITACIÓN DE EVAPORITAS.- La presencia de depósitos de evaporitas puede causar alta presión anormal cercana

al gradiente de sobrecarga.

La halita es totalmente impermeable a los fluidos y se comporta plásticamente

pudiendo ejercer una presión igual al gradiente de sobrecarga en todas direcciones.

54


2.17.4. MOVIMIENTOS TECTÓNICOS.-Las sobre presiones pueden ser el resultado de afallamientos locales o regionales,

plegamientos, corrimientos laterales, caídas de bloque fallados, movimientos

diapíricos de sal y/o lutita, temblores, etc.

Zonadesplazada

falla tectónica

Fig. 2.21. Movimientos tectónicos.

Los movimientos tectónicos están relacionados por el movimiento de las

formaciones, haciendo que las posiciones de cada formación cambien en relación la

una con la otra. Lo que realmente sucede cuando ocurre una actividad tectónica es

que una zona conteniendo fluidos atrapados, se comprime por la acción de

fallamientos, plegamientos o intrusiones.

2.17.4.1. FALLAS.-El desarrollo de fallas puede llevar a presión anormal por cualquiera de las siguientes

causas:

o Comúnmente hay un aumento en la velocidad y volumen de la sedimentación

a través de una falla en un bloque hundido.

o Esto puede introducir un sello contra la formación permeable que evita la

expulsión del fluido.

o Una falla no sellada puede transmitir fluidos de la formación más profunda a la

más somera, lo cual resulta en presiones anormales en la zona somera.

55


Fig. 2.22. Movimientos tectónicos por fallas.

2.17.4.2. DIAPIRISMO DE SAL.-Se define como la penetración de una formación por otra formación plástica, móvil,

menos densa. La formación se curva hacia arriba formando un domo de sal.

Fig. 2.23. Movimientos tectónicos por diapirismo de sal.

2.17.4.3. PLEGAMIENTOS.-El plegamiento de los mantos de roca se produce por la compresión tectónica de una

cuenca geológica lo cual resulta en el desarrollo de altas presiones de poro

anormales.

2.17.5. DIAGÉNESIS DE LAS ARCILLAS.-La diagénesis es la alteración de los sedimentos y sus constituyentes minerales,

posterior al depósito, incluyendo la formación de nuevos minerales, redistribución y

recristalización.

56


2.17.5.1. ARENAS Y LUTITAS.- Por incremento del volumen de agua en el sistema represionándolo, existe

hidratación a temperaturas altas en la transformación de minerales (montmorillonita

convierta a hilita liberando agua).

2.17.5.2. CARBONATOS.-Se crean barreras impermeables restringiendo la salida de fluido, lo que provoca que

se incremente su presión.

2.17.6 REPRESURIZACIÓN DE RESERVORIOS SUPERFICIALES.-Una formación superficial puede desarrollar comunicación con una formación más

profunda a través de fallas. La formación mas profunda puede tener una presión

normal para una profundidad, pero la comunicación desarrollada entre ella y las

formaciones más superficiales hace que la presión de la formación mas profunda se

distribuya entre las dos formaciones. La formación con mayor presión, presurizará la

formación más superficial, hasta que las dos formaciones se igualen.

La formación más superficial tendrá entonces mayor presión de poros que la tenia

anteriormente.

2.17.7. PALEO PRESIONES (LEVANTAMIENTOS UPLIFT).-

57


Las paleo presiones ocurren cuando una formación rodeadas por barrenas

impermeables es levantada intacta a profundidades más superficiales. Esto hace que

el gradiente de presión en la formación aumente debido a que la formación está

ahora a una profundidad más superficial. La misma arena después del levantamiento

requiere un peso de lodo más alto para perforarla, debido a su aumento de la

gradiente de presión. El mismo efecto se puede observar como resultado de la

presión de superficie. Si la superficie por encima de la arena no está a nivel, los

pozos perforados en la arena la encontrarán a diferentes profundidades. Puesto que

las arenas son permeables la presión de poros en psi será la misma en todos los

puntos de la arena.

2.17.8. FENÓMENOS OSMÓTICOS.-Cuando dos soluciones de diferente concentración salina están separadas por una

membrana semi impermeable se genera una presión (osmótica) en la solución de

mayor salinidad.

En las formaciones, las lutitas fungen como membranas semi-impermeables, y si

existen fluidos de diferente salinidad (agua dulce y salmuera) se genera este efecto.

aguadulce

salmuera

membranasemi-impermeable

H2O Cl NaH2O

flujo osmótico

Incremento de presión

Fig. 2.25. Fenómenos osmóticos.

2.17.9. EFECTOS TERMODINÁMICOS.-Efectos combinados de presión y temperatura afectan las características del fluido

contenido en las formaciones, principalmente la temperatura incrementa el volumen

58


(dilata) y con la compactación de las rocas se genera un represionamiento en los

fluidos dentro de los poros.

presión-volumen-temperatura

poro

roca

Fig. 2.26. Efectos termodinámicos

2.18. PRESIÓN DE PISTONEO / COMPRESIÓN.-La presión de pistones (swab pressure), se genera en la sacada de tubería la cual

reduce la presión en el fondo del pozo, porque el fluido en el pozo no baja tan rápido

como la columna es subida.

Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión debajo de la columna.

La presión de compresión (surge pressure), se genera cuando se baja la tubería

muy rápido cuando una fuerza de compresión debido a que el fluido no tiene tiempo

de desplazarse hacia arriba, como el fluido es minimamente compresible la presión

en el fondo del pozo puede aumentar y producir una admisión o una fractura.

2.19. PRESIÓN DIFERENCIAL.-La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo

es la presión diferencial.

59


Fig. 2.27. Presión diferencial.

12 PPPD (Ec. 2.24)

Donde:

PD = presión diferencial, (psi).

P2 = presión hidrostática, (psi).

P1 = presión de formación, (psi).

Esta se clasifica en: sobre balanceada, sub balanceada y balanceada.

2.19.1. PRESIÓN DIFERENCIAL SOBRE BALANCEADA.-Sobre balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo de

pozo es mayor que la presión de formación.

2.19.2. PRESIÓN DIFERENCIAL SUB BALANCEADA.-Sub balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo de pozo

es menor que la presión de formación.

60


Fig. 2.28.

2.19.3. PRESIÓN DIFERENCIAL BALANCEADA.-Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo de pozo es

igual que la presión de formación.

61

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