Diseño Geomecanico Para Pozos

21 Guía para la Aplicación de la Geomecánica en el Diseño de la Perforación de Pozos CONTENIDO 1. Objetivo 2. Introducción 3. Conceptos Básico Básico s de Geomecánica Geomecánica 4. Metodo Metodo logía para la con stru cció n de un modelo de Geomecánica Geomecánica de un campo

4.1. Acopio de información (Perforación, Geología, Registros y Sísmica) y análisis de la perforación. 4.2. Revisión del modelo estructural (visualización 3D del campo con las fallas, las formaciones, y los pozos con los eventos de perforación identificados a lo largo de su trayectoria). 4.3. Evaluación de la sobrecarga y presión de poro. 4.4. Estimación de los parámetros elásticos y resistencia de la roca. 4.5. Determinación de la dirección y magnitud de los esfuerzos horizontales. 4.6. Aplicaciones del Modelo de Geomecánica: i) Curvas de estabilidad mecánica (ventana operativa), ii) Construcción de mapas de perforación, iii) Selección de Barrenas 5. Referencias

La Geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de perforación, terminación y producción de pozos.

Guía para la Aplicación de la Geomecánica en el Diseño de la Perforación de Pozos 1. Objetivo

Desarrollar una guía de diseño que permita aplicar la Geomecánica, a través de una metodología práctica, en la planeación de intervenciones de pozos, con el fin de mitigar y/o controlar los riesgos originados por la alteración del estado natural de las formaciones durante el proceso de perforación. 2. Introducci ón

Cada vez que se perfora un pozo, el estado natural de esfuerzos de las formaciones atravesadas se altera, causando una redistribución de éstos, alrededor del pozo. La interrogante aquí es saber si las formaciones perforadas pueden soportar esta nueva condición de esfuerzos, y de esta manera determinar la densidad del fluido de perforación apropiada para evitar la inestabilidad del agujero y el riesgo de desencadenar los problemas que históricamente conocemos como los más críticos durante un proceso de perforación (pérdida del agujero perforado por colapso de la formación o atrapamiento de sartas causado por cierre del agujero o derrumbe y/o pérdidas de circulación). En esta guía de diseño se presentan los fundamentos sobre los esfuerzos a los que están sometidas las formaciones, las propiedades mecánicas de las rocas, y los modelos de falla, que permitirán determinar la ventana operacional de la densidad del fluido de control y el ángulo y azimut más apropiados para alcanzar el objetivo geológico. Con esto se mitigaran los riesgos potenciales de inestabilidad de agujero durante la perforación. Para la aplicación de estos conceptos se propone una metodología práctica para construir un modelo de Geomecánica de un campo o área, utilizando toda la información disponible, el software técnico, y lo más importante, el conocimiento teórico-práctico de un equipo multidisciplinario. También se presenta el resultado final de la aplicación de esta metodología, representado por lo que se denomina ‘mapa de perforación’ por cada pozo nuevo a perforar en el campo de estudio; los cuales sirven como instrumentos de comunicación pro-activa entre todo el personal involucrado en la perforación del nuevo

pozo, no solo durante las etapas de planeación y diseño, si no también, durante la ejecución de la perforación. Como una aplicación adicional se presenta la selección de barrenas a partir de los parámetros geomecánicos. Es importante mencionar que la inestabilidad físicoquímica, provocada por la interacción roca-fluido, debe ser tomada en cuenta para la selección apropiada del fluido de perforación. Este punto no es tratado en este documento, pero puede remitirse a la Guía para la Selección de Fluidos de Perforación1. Por tanto, esta guía de diseño presenta inicialmente los conceptos básicos de Geomecánica que facilitarán el entendimiento del fenómeno que ocurre cuando la barrena altera el estado natural de las rocas al ir perforando y la necesidad de tomar acciones para minimizar esta afectación. Posteriormente, describe paso a paso la metodología para la construcción de un modelo de Geomecánica de un campo o área. 3. Conceptos b ásicos de Geomecánic a

La Geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de perforación, terminación y producción de pozos. Los fundamentos de la Geomecánica están basados en la habilidad elástica de la roca para resistir y recuperarse de una deformación causada por una fuerza. Los conceptos elementales para describir esta propiedad de la roca se conocen como esfuerzo y deformación. Esfuerzo. Así como las fuerzas son transferidas a

través de los líquidos por la presión, también son transferidas a través de los sólidos por los esfuerzos.

2

Guía para la Aplicación de la Geomecánica en el Diseño de la Perforación de Pozos

Considerando el sólido de sección transversal (área) A a través de la cual actúa una fuerza F (Figura 1), entonces el esfuerzo σ es definido como: F A

σ =

(1)

Una fuerza aplicada perpendicularmente al área de un sólido de longitud L y diámetro d, y hacia afuera del cuerpo donde ésta actúa, resulta en un esfuerzo de tensión. Un esfuerzo de tensión causa una elongación del sólido ∆L y una reducción en el diámetro ∆d (Figura 1a). Cuando la fuerza perpendicular actúa hacia dentro del cuerpo, resulta en un esfuerzo de compresión que origina una reducción en la longitud del sólido ∆L y un incremento ∆d en el diámetro del mismo (Figura 1b). Si la fuerza se aplica tangencialmente a la sección transversal del cuerpo (Figura 1c), resulta en un esfuerzo de corte. El esfuerzo de corte causa una deformación por desplazamiento sin un cambio de volumen. Por otro lado, la orientación de la sección transversal relativa a la dirección de la fuerza también es importante. En la Figura 2, la fuerza no actúa perpendicular a la orientación del área, por lo tanto es necesario descomponer la fuerza en sus componentes normal F n y perpendicular F p a la sección transversal. De esta manera podemos definir al esfuerzo normal como: σ n

=

F n

ε C

∆L

(4 )

= tan θ

L

Donde θ es el ángulo de deformación (figura 1c). elásticas. Las constantes elásticas

Constantes

describen las propiedades elásticas del material para condiciones donde existe una relación lineal entre el esfuerzo aplicado y la deformación resultante: Módulo de Young E. Es la relación (conocida como

Ley de Hooke2) entre el esfuerzo de tensión o compresión y la deformación correspondiente. E = (F A )

(∆L L) o

E =

σ ε

F

d-∆d L

d

L+ ∆L

F

a) Sólido sometido a un esfuerzo de tensión F

(2a )

A

=

d L- ∆L

d+∆d

L

y al esfuerzo de corte como: τ =

F p

(2b )

A

F

b) Sólido sometido a un esfuerzo de compresión

Deformación. Es el cambio en la longitud y espesor

del material bajo la influencia de un esfuerzo de tensión, compresión o corte (Figura 1). Deformaciones resultantes de esfuerzos de tensión y compresión se definen como: deformaciones longitudinales y transversales ε L ε T , respectivamente. ε L

=

∆L L

y ε T =

∆d d

F

∆L

A θ

L

(3 )

La deformación de corte ε C es el resultado de un esfuerzo de corte, de la figura 1c.

F

c) Sólido sometido a un esfuerzo de corte

Figura 1. Esfuerzos versus deformación.

(5 )

3


Esta constante elástica es una medida de la dureza de la roca Módulo de corte G. Describe la relación entre el esfuerzo de corte y la deformación de corte. G es una medida de la resistencia de la roca a una deformación de corte y se define como:

F θ

A

Fn

A

El esfuerzo, o en este caso la presión hidrostática p, esta relacionado con el cambio de volumen ∆V , por K = p

(∆V V )

(8 )

Las constantes elásticas E, G, ν y K son parámetros dependientes. Cualquiera de estas constantes puede determinarse conociendo el valor de otras dos. Las relaciones más usadas entre ellas son:

Fp

G = E [2(1 − ν )]

(9 )

K = E [3(1 − 2ν )]

(10 )

Coeficiente de Biot α4. Es el parámetro que describe

la relación entre la consistencia de la roca y la compresibilidad de la misma. Para fines prácticos α se considera igual a uno, o se puede calcular con la siguiente ecuación:

Figura 2. Componentes de una fuerza.

G

= F p A ) (tan θ ) o G =

τ

(6 )

ε C

Relación de Poisson ν . Es una medida del cambio

lateral de un cuerpo con respecto a su respectivo cambio longitudinal, bajo la acción de un esfuerzo. En la tabla 1 se muestran valores característicos de la relación de poisson para diferentes litologías. ν =

ε T

(7 )

ε L

Relación Poisson -0.02 0.10 0.18 0.24 0.27 0.28 0.31 0.33 0.35 0.37 0.38 0.39 0.40 0.41 0.42 0.43 0.43 0.44 0.44 0.45 0.45 0.45 0.46

Aren isc as Yesos Calizas Dolomias

α = 1 −

Sal Areniscas poco consolidadas

K

K s

(11)

Donde K es el módulo de volumen del material y K s es el módulo de volumen de la matriz de roca. Las propiedades elásticas de las rocas pueden determinarse en forma dinámica y estática. Las propiedades elásticas estáticas son medidas directamente de pruebas de laboratorio, mientras que las dinámicas se calculan a partir de las ecuaciones de propagación elástica de las ondas acústicas en un medio sólido. Por lo tanto, las propiedades elásticas dinámicas se calculan a partir de los valores de densidad de la roca ρ b , tiempo de tránsito compresional dtc y de corte dts, medidos por el registro de densidad y sónico dipolar, respectivamente. De esta manera las constantes elásticas dinámicas se calculan con las ecuaciones 12 a 155. 2

Lutitas

Tabla 1. Valores característicos de Relación de Poisson 3 Módulo de volumen K . Es una medida de la relación

del esfuerzo hidrostático (causado por una presión hidrostática) con respecto a la deformación volumétrica.

0.5 ∗ ⎛ ⎜ dts dtc ⎞⎟ − 1 ⎝ ⎠ ν = 2 ⎛ ⎜ dts dtc ⎞⎟ − 1 ⎝ ⎠

E din

= 2∗

ρ b dts 2 G din

(1 + ν ) ∗ m =

ρ b dts 2

∗ m

(12)

(13) (14 )

4


Esfuerzo efectivo y total. La carga resultado de los

K din

1 4 ⎞ = ρ b ⎛ ⎜ 2− ⎟ ∗ m (15) ⎝ dtc 3 ∗ dts 2 ⎠

(m, factor de conversión = 100.9833 x 10 9 para módulos en [psi]). Dado que las pruebas de laboratorio no están siempre disponibles, existe en la literatura o en los programas informáticos de Geomecánica, tales como WellCheck, correlaciones para estimar las propiedades elásticas estáticas a partir de las dinámicas. Cualquier estado de esfuerzos en un medio puede ser expresado en función de tres esfuerzos perpendiculares (Figura 3), los cuales comúnmente se identifican como σ 1 , σ 2 y σ 3 . Los esfuerzos principales son perpendiculares entre ellos y perpendiculares al plano donde se aplican. La representación en el sistema de esfuerzos principales permite definir el estado de esfuerzos de las formaciones. El esfuerzo vertical y los esfuerzos horizontales del subsuelo se conocen como esfuerzos principales. Por lo tanto, considerando el hecho de que, en la mayoría de las cuencas petroleras en México, se tiene un régimen normal de esfuerzos ( σ 1 > σ 2 > σ 3 ) se puede asumir que σ 1 = Sv , σ 2 = SH y σ 3 = Sh . Donde Sv representa el esfuerzo vertical (sobrecarga), SH el esfuerzo horizontal máximo y Sh el esfuerzo horizontal mínimo (en esta guía se manejara indistintamente esta nomenclatura). Un cuarto parámetro para describir el estado de esfuerzos es la dirección de los esfuerzos horizontales (azimut). Finalmente, por convención, en Geomecánica se considera a los esfuerzos de compresión como positivos y a los esfuerzos de tensión como negativos. Esfuerzos

principales.

Rotaci ó n de ejes

Normal

Corte

Principal. Sin esfuerzos de cor corte te

Figura 3. Esfuerzos principales.

esfuerzos horizontales y verticales en el subsuelo (esfuerzo total) se comparte entre la matriz de la roca (esfuerzo efectivo) y los fluidos presentes en los poros de la misma (presión de poro). Esta distribución de cargas se define con el principio de Terzaghi & Peck, 1968 que dice: Esfuerzo total Sv = esfuerzo efectivo Sv ′ + α*presión de poro P p . Donde α es el coeficiente de Biot 5. En el caso de la sobrecarga, la relación es: S v

= S v′ + α * P p

(16 )

Esfuerzos in-situ y redistribución de los esfuerzos alrededor de la pared de un pozo. La perforación de

un pozo crea una perturbación en el subsuelo, alterando los esfuerzos principales, los cuales se redistribuyen y se concentran alrededor del pozo en tres esfuerzos, denominados esfuerzos in-situ: radial σ r , tangencial σ θ y axial σ a (Figura 4). La relación entre los esfuerzos principales y los esfuerzos in-situ es fundamental para un análisis de geomecánica. SV Sh

SH σt

σa

Esfuerzos Regionales • Vertical • Min horizontal • Max horizontal

Esfuerzos del pozo • Tangencial (σt) • Axial (σa) • Radial (σr)

σr

Figura 4 Esfuerzos principales vs esfuerzos in-situ

La magnitud de los esfuerzos in-situ o esfuerzos alrededor del pozo, están controladas por la densidad del fluido de perforación, los esfuerzos principales del campo y la trayectoria (azimut y desviación) del pozo, razón por la cual estos esfuerzos controlan la estabilidad del agujero y la efectividad de la perforación. Para un pozo vertical, un sistema de coordenadas cilíndricas describe los esfuerzos in-situ o alrededor del pozo (Figura 4). El esfuerzo radial σ r actúa en dirección perpendicular a la pared del agujero, el σ θ esfuerzo tangencial es orientado tangencialmente a la circunferencia del agujero y el esfuerzo axial σ a en la dirección del eje del agujero.

5


Para un pozo vertical, considerando que la distancia medida desde el centro del pozo hacia fuera es igual al radio del pozo, los esfuerzos efectivos alrededor del pozo se pueden calcular en función de los esfuerzos principales del campo, con las siguientes ecuaciones6 (Figura 5): σ r ′ = ρ − p p σ θ ′ direcciónS h σ θ ′ direcciónS

H

(17 ) (18a ) (18b ) (19 )

= 3S h′ − S H ′ − ρ − p p ) = 3S H ′ − S h′ − ρ − p p ) σ a′ = S v − p p

Donde el apostrofe (´) indica esfuerzos efectivos, ρ es la densidad del lodo y θ es el azimut alrededor del pozo. SH

´=

- Pp Pp

θ´

S´H - S´h - ( l- Pp)

r ´

l

- Pp

Sv Sh

l a´ = θ´

v

Sv - Pp

h n

β Figura 6. Estado de esfuerzos.

El ingeniero alemán Otto Mohr (1835-1918) desarrolló una aproximación gráfica, como la mostrada en la Figura 7. En esta representación, el eje X muestra los esfuerzos normales y el eje Y los esfuerzos de corte que actúan en un plano de la roca. El círculo rojo representa, para cualquier plano orientado con un ángulo β , los diferentes valores del esfuerzo normal y de corte, en función de los esfuerzos principales, Sv y Sh . Esfuerzo de corte

S´h - S´H - ( l- Pp) 2β

Figura 5. Relación entre esfuerzos principales y los esfuerzos in-situ. El circulo de Mohr–Coulomb. El círculo de Mohr es

generalmente utilizado para representar un estado de esfuerzos de la roca sobre un plano, en cualquier ángulo desde la dirección del máximo esfuerzo. A continuación se presenta una breve explicación debido a que la envolvente de falla de Mohr es utilizada frecuentemente para predecir una ventana operativa de la densidad del fluido de perforación7. La representación de Mohr–Coulomb permite graficar de manera sencilla los esfuerzos normales σ n y de corte τ que actúan sobre un plano orientado con un ángulo β , resultado de los estados principales Sv y S h (Figura 6).

h

n

Esfuerzo normal v

Figura 7. Representación del estado de esfuerzos en el círculo de Mohr–Coulomb. Resistencia de la roca. Representa la capacidad de

ésta a resistir la ruptura. Una roca puede romperse cuando se somete a tensión, corte o compresión hidrostática. La resistencia de la roca depende de su comportamiento cohesivo y friccionante. Los dos parámetros más utilizados en la industria petrolera para determinar la resistencia de la roca son: La resistencia de compresión sin confinamiento (UCS) y el ángulo de fricción ( φ). La determinación de estos parámetros laboratorio consiste en realizar una serie ensayos tri-axiales a diferentes presiones confinamiento ( Sh′ –Presión de confinamiento). fuerza de ruptura en el ensayo sin presión

en de de La de

6


confinamiento ( Sh′ ) corresponde al UCS (Figura 8). La pendiente que forman los diferentes círculos de Mohr para diferentes ensayos con diferentes presiones de confinamiento corresponde al ángulo de fricción de la roca ( φ).

Condiciones de ruptura alrededor del agujero. Los

esfuerzos in situ o alrededor del pozo (radial, tangencial y axial), controlan las rupturas alrededor del pozo como fractura inducida y derrumbe, las cuales pueden ser observadas en los registros de imágenes.

V

Ruptura en tensión de la roca (pérdida de circulación). La ruptura en tensión de la roca se

Esfuerzo de corte

observa cuando uno de los esfuerzos in situ del pozo es más grande que la resistencia a la tensión de la roca (Figura 10).

h

Esfuerzo normal

Figura 8. Representación de Mohr–Columb de diferentes ensayos tri-axiales. Criterio de falla o de ruptura de la roca. El criterio de

ruptura más común, en la disciplina de la Geomecánica aplicada a la industria petrolera, es el criterio de Mohr-Coulomb. Este criterio permite evaluar la resistencia de la roca durante la perforación de los pozos o la producción de sólidos del yacimiento, durante la explotación. En la representación de Mohr–Coulomb, el criterio de falla o ruptura es una ecuación lineal: σ 1′ − N * σ 3′ N =

= UCS

Un método para determinar la resistencia de tensión de la roca consiste en analizar las pruebas de goteo extendidas, de al menos dos ciclos. La diferencia entre la presión máxima de fractura de la roca del primer ciclo (Gradiente de Fractura) y la presión de re-apertura de las fracturas del segundo ciclo corresponde localmente a la fuerza de tensión de la roca (Figura 11). En un pozo vertical, la fractura inducida se ubica en la dirección del esfuerzo horizontal máximo cuando: σ θ ′

UCS (22) = 3S h′ − S H ' − (ρ − p p ) < − 10

(20)

1 + sin φ

(21)

1 − sin φ

Como se muestra en la Figura 9, el criterio predice ruptura cuando el circulo que representa el estado de esfuerzos, actuando sobre la roca, esta en contacto con la línea definida por la ecuación 20.

1

3

Esfuerzo de corte

n

β

2β ´3

n

´1

Esfuerzo normal

Figura 9. Representación de Mohr–Coulomb al inicio de la ruptura de la roca.

Figura 10. Fractura inducida detectada con el registro de imágenes.

Entonces para perforar sin pérdida de circulación la densidad de lodo debe ser menor que el gradiente de fractura G f y verificar que:

7


ρ

P

< 3S − S + P p + ' h

' H

UCS 10

= G f

(23)

Gradiente de Fractura Resistencia a la Tensión Presión Instantánea de cierre Apertura de válvulas

Gasto Sh

2do cíclo

Cierre de fracturas

Tiempo Figura 11. Prueba de goteo de dos ciclos. Ruptura en compresión de la roca (ovalización): La

ruptura en compresión de la roca se observa cuando dos de los tres esfuerzos alrededor del pozo cumplen el criterio de falla establecido por la ecuación 20.

compresión es el esfuerzo radial (densidad de lodo baja). En un pozo vertical, los derrumbes se ubican en la dirección del esfuerzo horizontal mínimo a 90 grados de la localización de las fracturas inducidas (Figura 12). 4. Metodología para la construcción de un modelo d e Geomecánica de un campo 8-10

La metodología que se propone en esta guía, para la construcción de un modelo de Geomecánica y su aplicación en la perforación de pozos, se divide básicamente en los siguientes seis pasos: 1. Acopio de información (Perforación, Geología, Registros y Sísmica) y análisis de la perforación. 2. Revisión del modelo estructural (visualización 3D del campo con las fallas, las formaciones, y los pozos con los eventos de perforación identificados a lo largo de su trayectoria). 3. Evaluación de la sobrecarga y presión de poro. 4. Estimación de los parámetros elásticos y resistencia de la roca. 5. Determinación de la dirección y magnitud de los esfuerzos horizontales. 6. Curvas de estabilidad mecánica (ventana operativa) y construcción de mapas de perforación. La Figura 13 muestra un diagrama que indica el flujo general de trabajo para la construcción de un modelo de Geomecánica. Aco pio de Info rmac ión y Anál isi s de Perf oraci ón

Revisión del Modelo Estructural

Evaluación de Sobrecarga y Presión de Poro

Estimación de Parámetros Elásticos y resistencia de la roca

Dirección y Magnitud de los Esfuerzos Horizontales

Ventana de Operación / Mapas de Perforaci ón

Inicial Independiente Relacionado

Figura 12. “Breakouts” detectados con un registro de imágenes

La representación de este tipo de ruptura se conoce en la industria como “breakout” u ovalización del agujero. Los “breakouts” más comunes corresponden a la ruptura de la formación que ocurre cuando el esfuerzo máximo en compresión es el esfuerzo tangencial y el esfuerzo mínimo en

Figura 13. Flujograma para construir un modelo de Geomecánica.

En azul se muestran los pasos iniciales, en verde los pasos que se realizan de manera independiente y en amarillo los pasos consecutivos.

8


4.1. Acopio de información

El primer paso para la construcción de un modelo de Geomecánica consiste en recolectar y analizar los datos disponibles del campo que se esta estudiando. El objetivo es establecer correlaciones iniciales e identificar los datos que faltarían para la construcción del modelo. En este mismo apartado se contempla el diagnóstico de la perforación que tiene como propósito identificar la problemática de la perforación de pozos y su correlación con respecto a los tipos de formación y a la profundidad. Para la construcción del modelo existen datos que son indispensables y otros que son necesarios, pero no indispensables. La siguiente lista muestra la información requerida del campo en estudio para la construcción de su modelo de geomecánica. La información en azul indica que ésta es indispensable. Datos de perforación: Reportes diarios de perforación, estados mecánicos, perfiles de presión de poro y fractura, densidad del fluido de perforación y direccionales, pruebas de presión (integridad y goteo), informes de perforación, resumen de registros geofísicos. Datos geológicos: Columna estratigráfica tipo, mapas mostrando localizaciones de pozos, estructura del área, ubicación de fallas, objetivo y marcadores de interés, ensayos de laboratorio realizados a núcleos, informaciones de densidad y litología tomadas de núcleos incluyendo descripciones geológicas, registro de lodo e información de esfuerzos regionales.

Datos de evaluación de formaciones: Registros geofísicos con cable y LWD incluyendo: resistividad, sónico, densidad, rayos gamma, porosidad neutrón calibrador de 1 y dos brazos (orientado), ensayos de presiones como RFT, DST, MDT u otros, registros de imágenes, e i nterpretaciones de registros, registros de terminación (permeabilidades, porosidad).

Datos sísmicos: Velocidades sísmicas en profundidad, secciones sísmicas a lo largo del rumbo y echado de los pozos propuestos y a través de los pozos existentes, mallas de las superficies y de las fallas más importantes, curvas TZ (tiempo vs profundidad), checkshots, y VSP (vertical seismic profile), c ubo de velocidades 3D, volúmenes de impedancias acústicas y cubos de AVO (anomalías de amplitud).

Datos de planeación y diseño: Programas de diseño de los pozos del campo y, reporte de parámetros de perforación.

En la siguiente tabla se resumen las principales fuentes de información para obtener los parámetros geomecánicos: Fuentes de Infor mación d e Geomecánica

Esfuerzo Vertical

Sv

RHOB, Densidad sintético de DT y sísmica Presión de Poro Pp MDT’s, registros de porosidad (sónico, resistivo), sísmica (Vel. de Intervalo) Esfuerzo Sh XLOT, LOT, minifrac, Mínimo pérdidas de circulación Esfuerzo SH Análisis de falla de Máximo agujero Orientación de Calibración Esfuerzos orientado, registro de imágenes, estructura de fallas geológicas. Resistencia de UCS, Pruebas de núcleos, la roca registros, recortes, análisis de falla del agujero. Tabla 2. Fuentes de información para cálculo de parámetros geomecánicos. 4.1.1 Anális is de la perfor ación.

La información recopilada debe ser analizada para verificar la calidad y cantidad de la misma. Inicialmente se identifican los registros de: resistividad, sónico (Vp y Vs), densidad, rayos gamma, porosidad neutrón, TZ y VSP y velocidad de sísmica. Posteriormente, estos registros son editados (suavizados) y corregidos para eliminar información no representativa (Figura 14). Los registros de densidad, se corrigen por descalibre del agujero. Un método para corregir la densidad en los intervalos afectados, es utilizar la ecuación de Gardner 11 para generar un registro sintético a partir de las lecturas del registro sónico. ρ = A * V B

(24)

Donde ρ es la densidad y V la velocidad acústica de compresión. El método consiste en calibrar los parámetros A y B en una zona no afectada por la geometría del pozo para posteriormente corregir y estimar la densidad en las zonas afectado por la geometría del mismo (Figura 15).

9


propagaciones 2D o 3D deben respetar la geología estructural y la litología del campo.

Figura 16. Correlación de Vp/Vs. Figura 14. Ejemplo de edición del registro sónico. CALIBRACIÓN PARA EL REGISTRO DE DENSIDAD BOLONTIKU 1 800 900

800

800

RHOB B1

1000 1100

TR20" @ 825 1000

1200

1200

1300

1500 1600 1700

1000

Pleistoceno Reciente

1200

1400

800

C a l i b ra c i ó n

Mioceno Superior

1400

Falla

1534 1600 Mioceno Medio 1600

1800

1400

1600

1800

1200

Descalibre de agujero 1400

1600

1800

1900 2000 2100

ZONAS DONDE SE 2000 OBSERVA UN DESCALIBRE CONSIDERABLE.

2200

2000

2200

2000

TR13 3/8" @ 1894

2200

4.1.2 Diagnosti co de la perforació n

A partir de los reportes diarios de perforación, registros de fluidos, columnas estratigráficas, y profundidad de contactos geológicos se identifica la problemática ocurrida durante la perforación del (los) pozo(s) de correlación y se relaciona con la geología estructural del campo. Cada evento de perforación identificado se registra en un formato que contiene la siguiente información:

2300 2400

2400

2400

2400

2500 2600

2600

2600

2700 2800 2900 F 3000 O R P 3100

3200 3300 3400

2800

2800

2800

Mio ceno Inferior 2954

POSIBLE AFECTACIÓN DEL REGISTRO, DISMINUYENDO 3200 SUS VALORES EN TODO ESTE INTERVALO.

3000

3000

3200

3200

3400

3400

3500

Figura 15: Corrección del registro de densidad.

Adicionalmente, con el objetivo de construir una correlación que ayudará a estimar una onda de corte sintético para los pozos sin esta propiedad, se determina una correlación entre la onda de velocidad de corte y la velocidad de compresión para las diferentes litologías (Figura 16). Finalmente, si por alguna razón un pozo no se cuenta con registros, o están incompletos, se generan registros sintéticos a través de la construcción de modelos 3D de propiedades petrofísicas o propagaciones 2D de los registros de un pozo clave con registros completos. Las

• • • • • • • • • • • •

Fecha y Día del evento Densidad de lodo Tipo de lodo Profundidad de perforación Profundidad del evento Tipo del evento Probabilidad de su ocurrencia Severidad del evento Litología Tipo de operación Causas probables Mitigación

Este análisis permitirá, al final del proceso, definir recomendaciones apropiadas para reducir los riesgos de perforación en pozos futuros, y para calibrar el modelo con eventos de pérdida de circulación, derrumbes, gasificaciones y flujos. Una forma práctica de diagnosticar lo que esta sucediendo durante la perforación es revisar la forma de los recortes de perforación, y en su caso los registros en tiempo real. A continuación se presenta un esquema que muestra la condición, la causa, las señales y las posibles soluciones a la inestabilidad del agujero, en base a estos parámetros (Figura 17).

10


Condición

Causa

Agu jero descalibrado

Falla por tensión a lo largo de la circunferencia del pozo, causada cuando la presión de poro excede la columna hidrostática del lodo.

Colapso del agujero

Falla por esfuerzo de corte, ocurre cuando los esfuerzos en la pared reciben insuficiente soporte del peso del lodo; puede ser agravada por cambios en el azimuth e inclinación del pozo.

Agu jero estable

Zona de Perdidas

Fracturamiento y efecto ‘ballooning’

Signos

Solución Pare la perforación e incremente la densidad del lodo. Si los derrumbes no pueden ser controlados, asiente una TR para evitar flujo o pegadura de tubería 



Baje el ROP Incremente el Gasto Incremente el peso del lodo gradualmente hasta que el derrumbe desaparezca   

La presión en el agujero previene el flujo de fluidos de la formación o colapso del agujero y no excede el gradiente de fractura.

Mantenga limpio el pozo Controle y monitoree las presiones de pistoneo y suaveo. Puede usar registros en tiempo real para derivar el peso del lodo óptimo para la estabilidad del agujero.  



Falla por esfuerzos relacionados de rocas quebradizas. A menudo por campos de esfuerzos de la tierra, especialmente cerca de cuerpos de sal y f allas activas.

Minimice cambios en el peso del lodo y presión de suaveo y pistoneo. Evite repasos y agitación mecánica en la zona de perdidas. Monitorear viajes a través de zonas desestabilizadas. Este atento de avalancha y pegado de tuberías hasta revestir el pozo. 







Fracturas abiertas debido al incremento de presión cuando el fluido circula. La fractura se cierra cuando se para la circulación.

Controle crecimiento de la fractura reduciendo el ECD y peso del lodo. Localice la fractura ut ilizando RE Minimice la presión de surgencia en la fractura Supervise y reduzca la tendencia del volumen y del tiempo del flujo de retorno. Aplique polímeros o materiales de sello al intervalo dañado. 

 





Figura 17. Diagnóstico de la Inestabilidad del Agujero

4.2. Revisión del modelo estructural

El objetivo de esta sección es encontrar la relación que puede existir entre los eventos de perforación y la estructura geológica del campo. Para esto se deberá contar con esquemas de: los pozos perforados, formaciones geológicas, fallas, zonas de presión anormal identificadas y eventos de perforación a lo largo de la trayectoria del los pozos perforados (flujos, derrumbes, pérdida de circulación, arrastres, atrapamientos, fricciones y resistencias). El tipo de fallas presente en el campo (normal, inversa, o por deslizamiento) será analizado para asumir inicialmente el tipo de régimen del campo.

• Normal: Sv > SH > Sh • Inversa: SH > Sh > Sv • Deslizamiento: SH > Sv > Sh Como se menciono en la sección de conceptos básicos, en la mayoría de las cuencas petroleras en México, se tiene un régimen normal de esfuerzos. Este análisis permitirá explicar las causas de algunos eventos de perforación.

La Tabla 3 muestra un ejemplo de la correlación que se puede realizar entre los eventos de perforación y el contexto estructural del campo. Evento identificado

Pérdida circulación

de

Gasificaciones

Arrastres fricciones

Derrumbes

Causa posible por Geología estructural

1. Fallas o zona fracturada. 2. Fractura inducida. 3. Pobre cementación. 1. Formación permeable (fallas o zonas fracturadas que comunican a una zona de alta presión). 2. Densidad de lodo inadecuada.

y 1. Formación de comportamiento plástico 2. Pobre limpieza del agujero 3. Reacciones de la formaciones con el lodo de perforación 4. Salinidad del lodo de perforación

1. Formaciones frágiles 2. Zona fracturadas Tabla 3: Correlación de eventos de perforación vs contexto estructural del campo

11


4.3. Evaluación de la sobrecarga y presión de poro.

Para esta evaluación se sugiere utilizar la Guía de diseño para la predicción de geopresiones editada por la Gerencia de Estrategias de Ingeniería y Diseño12 y, en su caso, complementar la evaluación con la siguiente información adicional para la estimación de los gradientes de formación aplicado a la construcción de un modelo de geomecánica: Generalmente los registros de densidad no se toman completos en todos los pozos del campo. Por lo tanto, es necesario identificar un pozo en el cual se haya tomado el registro de densidad a lo largo de toda la trayectoria o en su defecto el más completo. Como se menciono anteriormente, se pueden generar registros sintéticos a través de la construcción de modelos 3D de propiedades petrofísicas o propagaciones 2D de los registros de un pozo clave con registros completo. Las propagaciones 2D o 3D deben respetar la geología estructural y la litología del campo. Para el cálculo de la presión de poro se recomienda utilizar en primera instancia el registro sónico, ya que su comportamiento es más estable con respecto al registro de resistividad. 4.4. Estimación de los parámetros elásticos y resist encia de la roca.

Como se menciona en la sección de conceptos básicos de geomecánica, el parámetro para determinar la resistencia de la roca es el UCS (Resistencia a la compresión sin confinamiento). Para calcular este parámetro existen varias ecuaciones empíricas, las cuales dependen de los parámetros elásticos de la roca y de variables petrofísicas (porosidad, velocidad de compresión, velocidad de corte, módulo de Young estático, volumen de arcilla y módulo de corte). Los parámetros elásticos de la roca se determinan con las ecuaciones descritas en la sección de conceptos básicos. Como es el caso de los demás parámetros del modelo geomecánico, es recomendable el uso de software especializado (por ejemplo WellCheck de la cía GMI), que utiliza información de registros tales como: densidad, rayos gamma, porosidad y sónico dipolar. Las propiedades medidas en pruebas de laboratorio deben ser utilizados para calibración y selección de las correlaciones adecuadas. Cuando no existen ensayos de laboratorio en núcleos, una alternativa consiste en seleccionar las correlaciones establecidas para el mismo tipo de formación que se este analizando y calcular la resistencia de la

roca en el pozo de estudio, para posteriormente comparar la predicción con las fallas observadas en el pozo (derrumbes, pérdidas de circulación, etc.) en los registros calibración orientados, o de imágenes. 4.5. Determin ación de la direcció n y magnit ud de los esfuerzos horizontales.

En un campo existen esfuerzos regionales y locales que pueden tener orientaciones diferentes. La dirección de los esfuerzos horizontales regionales se determina, en primera instancia, con el régimen tectónico del campo (falla normal, inversa o de deslizamiento), Figura 18. Una alternativa es consultar el mapa disponible de las direcciones de los esfuerzos en el mundo (World Stress Map, el cual se puede consultar en la dirección electrónica http://www-gpi.physik.uni-karlsruhe.de/pub/wsm/), figura 19.

Modelos de Falla Normal

m á x i m o

m í n mi

o

Inversa mínimo

i o e d m e r t i n

in e t r m e d oi

máximo i o e d r m t e n i

Deslizamiento máximo o i m í n m

Figura 18. Régimen tectónico de un campo

Las direcciones locales de los esfuerzos horizontales se pueden determinar con: • Registro de geometría de pozo (orientado) • Registro de imágenes • Anisotropía de la formación a partir del registro sónico dipolar.

Figura 19. World Stress Map

12


Análisis con registros de geometría de pozo (Figura 20). El método para identificar con los registros de

calibración las formaciones donde existe ovalización por derrumbes, consiste en seleccionar las zonas donde se cumplan los siguientes 5 criterios: 1. La rotación de la herramienta termina en zonas 2. 3. 4. 5.

con elongación. La diferencia entre las mediciones del brazo 1 y 2 es mayor de 0.6 cm. La medida del calibrador, con menor extensión, debe ser cercana al tamaño original del agujero. La zona identificada de derrumbe debe ser mayor a 30 cm de amplitud. Las zonas donde el azimut de la elongación coincide con el azimut del pozo (+/-180 grados) no deben ser consideradas. Estas zonas corresponden a “ojos de llave” donde los movimientos verticales de la tubería crean una elongación en la pared del pozo. Agu jero en calibre

Ovalización (BREAKOUT)

ocurren en el azimut alrededor del pozo donde la tensión es máxima. Independientemente de la desviación del pozo los derrumbes y las fracturas inducidas serán generalmente ortogonales entre sí. Esto nos permite determinar la dirección de ambos esfuerzos horizontales, conociendo la ubicación de uno de ellos (Figura 21).

Figura 21. Análisis de la dirección del esfuerzo mínimo con registro de imágenes. Análisis con registros de anisotropía de las ondas acústicas. Las herramientas que miden las ondas

acústicas, como el sónico dipolar, permiten evaluar la anisotropía resultado de los esfuerzos horizontales del subsuelo13. En la Figura 22 el azimut de la onda de corte indica el azimut del esfuerzo horizontal máximo. Eje Mayor Tectonismo

Prof.

Deslave de pozo

) % ( e t r o N r u S Ojo de llave

Oeste-Este (%)

Figura 20. Identificación de derrumbes (breakout) con el registro de calibración.

Análisis con registros de imágenes. Como se

menciono anteriormente, en un pozo vertical los derrumbes ocurren en el azimut del esfuerzo mínimo (figura 12) mientras que las fracturas inducidas en el azimut del esfuerzo máximo (figura 10). En el caso de un pozo desviado los derrumbes se ubican en el azimut alrededor del pozo donde la compresión es máxima y las fracturas inducidas

Figura 22. Azimut del esfuerzo máximo. 4.5.1 Determinación de la magnitud del esfuerzo mínimo.

Este parámetro es fundamental para determinar la densidad equivalente de circulación (DEC) que permita perforar sin pérdida de circulación. El esfuerzo mínimo (Sh) está en función de los siguientes parámetros:

13


1.

Propiedades elásticas (Módulo de Young y Relación de Poisson Estática). 2. Resistencia de la roca (UCS y ángulo de fricción). 3. Sobrecarga. 4. Presión de poro. Para determinar la magnitud del esfuerzo mínimo, inicialmente se requiere analizar la información de pruebas tales como: de goteo, ‘minifrac’, fracturas hidráulicas; disponibles en el campo. Asimismo, cuando se presenta una pérdida de circulación en el pozo, se puede estimar la magnitud del Sh, al conocer la densidad del lodo requerida para controlar este evento. Esta información permitirá determinar además, el valor de cierre de la fractura y su relación con los diferentes tipos de litología. En la Figura 23 se presenta una gráfica de una prueba de goteo de dos ciclos donde se determina el esfuerzo mínimo. Primer ciclo de Prueba

e i c i f r e p u S e d n ó i s e r P

Compresión elástica

Apertura establede fracturas

Apertura inestable fracturas

UFP SPP

Límite de fractura

K o

Cierre de fractura

Compresión elástica

Apertura establede fracturas

Apertura inestable fracturas

FPP

FPP ISIP FRP FCP

S h o e b m o B e d o t s a G

Bombeo

Bombeo Paro de bombe bombeo o Regreso de fluidos

+ 0 -

=

S h′

=

S v′

− p p S v − p p

S h

(25)

Donde S h corresponde al esfuerzo mínimo determinado de las pruebas de campo. De esta manera el perfil de esfuerzo mínimo se calcula con:

Repeticiónde ciclo

FIP LP

Es importante mencionar que el esfuerzo mínimo determinado a partir de pruebas de campo (goteo, ‘minifrac’, fractura hidráulica), son puntos de calibración a la profundidad donde se realiza la prueba. Por lo tanto, para generar un perfil del esfuerzo mínimo se requiere determinar la relación del esfuerzo mínimo horizontal efectivo y el esfuerzo vertical efectivo ( K o )15 referido a la profundidad de las pruebas de campo.

(26 )

= K o ( S v − p p ) + p p Anál isi s de Pr esió n de Ci erre

500

Shut-In Pressure Min. Stress

) i s p ( n400 ó i s e r P

389

Volumen, Tiempo

Figura 23. Prueba de goteo para la determinación del esfuerzo mínimo

En color verde se muestra el gasto en la parte de la prueba del periodo de inyección, seguido de los periodos de suspensión del bombeo y desfogue de presión (regreso de fluidos). En rojo se muestra el desarrollo de la prueba en tiempo y presión leída en superficie. La presión de cierre de fractura se resalta con un círculo azul que cubre un rango determinado de presión. Con esta información, los métodos para determinar el valor del esfuerzo mínimo consisten en buscar un cambio de pendiente que corresponde al cierre de la fractura 14, esto se obtiene al graficar: • Presión vs. tiempo y la derivada de la presión con respecto al tiempo (dp/dt). • Presión vs. raíz cuadrada del tiempo (Figura 24). • Logaritmo de la presión instantánea de cierre (instantaneous shut in pressure, ISIP) vs. logaritmo del tiempo de cierre (shut in).

300 0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

Sqrt(Tiempo) (min)

Figura 24. Análisis para determinar esfuerzo mínimo 4.5.2 Magnitud del esfuerzo máximo. Adicional a

los parámetros listados en el punto 4.1, para determinar la magnitud del esfuerzo máximo se requiere conocer la magnitud del esfuerzo mínimo. Aun con esto, el esfuerzo máximo es el parámetro más difícil de obtener porque no se puede estimar en forma directa. Como se menciona en el paso 4.5, dependiendo del tipo de régimen de falla (normal, inversa o por deslizamiento), para un régimen normal el esfuerzo máximo horizontal debe ser menor que el vertical ( S H < S v ). Por el contrario, para inversa y deslizante debe ser mayor ( S H > S v ). De esta manera, conociendo la magnitud del esfuerzo vertical y mínimo horizontal, la magnitud del esfuerzo máximo

14


se puede determinar ajustando los valores del esfuerzo máximo y la resistencia de la roca, por ensayo y error (figura 25), hasta que se cumplan los siguientes criterios: 1. El modelo debe predecir los derrumbes identificados con las ovalizaciones o “breakouts”, del registro de calibración orientado o de imágenes. 2. El modelo no debe predecir ovalizaciones en zonas donde el registro de calibración no marque breakouts. 3. El modelo debe predecir los eventos de pérdida de circulación. 0

construcción de un modelo de Geomecánica de un campo, se utilizan en el pozo planeado para predecir la ventana operativa segura en la que se debe mantener la densidad del fluido de perforación, tomando en cuenta las presiones de poro, colapso, esfuerzo mínimo y límite de pérdida total de circulación o fractura de la formación (Figura 26).

Regimen Normal Sv>SH>Sh

500

SH Sv

1000

1500

2000

m . f o r 2500 P

Sh

3000

3500

4000

4500

5000 1.3

1.5

1.7

1.9

2.1

2.3

Gradiente gr/cc

Figura 25. Determinación del SH máximo por ajuste en un régimen normal.

La relación entre el esfuerzo mínimo y máximo puede variar dependiendo de la litología y la tectónica del área. 4.6. Aplicacio nes del Modelo de Geomecánica.

La aplicación de un modelo de Geomecánica de un campo o área, al diseño de la perforación de un nuevo, o nuevos pozos, se puede orientar hacía diferentes usos específicos; entre las más importantes se mencionan y describen los siguientes: i) Curvas de Estabilidad Mecánica (Ventana operativa). ii) Construcción de mapas de perforación. iii) Selección de barrenas 16-17. 4.6.1 Curvas de Estabil idad (Ventana operativa).

Todos los parámetros determinados y calibrados a través del seguimiento de la metodología para la

Figura 26. Ventana operacional Análisis de sensibilidad de la ventana operativa con la trayectoria.

El software de Geomecánica disponible en la industria (p. ej. WellCheck), permite determinar la desviación y el azimut óptimos para la perforación. En las Figuras 27 y 28, un pozo desviado a 50 grados y orientado con un azimut de 30 tiene una ventana operativa mayor (Presión de Colapso=0.61 gr/cc, presión de pérdida=3.21 gr/cc) que un pozo horizontal perforado en el azimut 102 grados (presión de colapso=1.06 y presión de pérdida= 1.88 gr/cc).


15

4.6.2 Mapas d e perfor ación.

Sensibilidad (Azimut y desviación) del limite de colapso

Figura 27: Un pozo horizontal (desviación=90 grados) y perforado con un azimut de 120 grados, con una densidad menor a 1.06 gr/cc se tendrían problemas de derrumbes (Zona roja). Mientras que un pozo perforado con una desviación de 60 grados y un azimut de 45 grados requeriría una densidad mínima de 0.89 gr/cc para evitar derrumbes (Zona azul).

Sensibilidad (Azimut y desviación) del límite de perdida de circulación

Una aplicación integral del modelo de Geomecánica es el mapa de perforación. Éste integra, en una sola hoja universal que se realiza para cada nuevo pozo del campo, columna geológica planeada, cimas de formaciones, curvas de estabilidad y densidad de lodo programada (Figura 29), los tipos de fluido de perforación a usar, el programa direccional, el programa de asentamiento de tuberías de revestimiento, la grafica de avance definida con la metodología del límite técnico, la descripción de los riesgos potenciales durante la perforación del pozo planeado mostrando alarmas (verde, amarilla y roja) a lo largo de la trayectoria del pozo que indican la severidad del riesgo. Este mapa de perforación, también indica la probabilidad de que el riesgo o evento no planeado ocurra, las causas probables que originarían su ocurrencia y las consecuencias que éste causaría. Finalmente, integra las acciones requeridas para prevenir la ocurrencia de eventos no planeados durante la perforación del pozo. Toda esta información se presenta de una forma visual y practica de fácil lectura e interpretación para cualquier persona involucrada en la perforación del pozo nuevo. Además, el mapa de perforación tiene la función de servir como herramienta de comunicación entre ingenieros de diseño y operación y para las reuniones operativas diarias en el equipo. Esto permite desarrollar una actitud pro-activa entre todo el personal involucrado durante la perforación y terminación de un pozo para detectar los riesgos antes de que ocurran y estar listos para mitigar los mismos cuando se presenten. 4.6.3 Selección de Barrenas 17.

Figura 28: Un pozo horizontal (desviación=90 grados) y perforado con un azimut de 120 grados necesita una densidad mayor a 1.88 gr/cc para iniciar las pérdida de circulación (zona roja), mientras que un pozo perforado con una desviación de 50 grados y un azimut de 30 grados necesitaría una densidad mayor a 3.25 gr/cc para iniciar las pérdidas de circulación (zona azul).

A partir de los resultados del cálculo de la UCS se puede hacer una selección de barrenas de tipo tricónicas, de acuerdo a la tabla 2. Para el caso de la selección de una barrena de cortadores fijos, se debe calcular la velocidad de transmisión de la onda compresiva en la roca con confinamiento, CCV 18. Debido a que la UCS sólo relaciona la dureza de la formación con la dureza de los cortadores (no proporciona información para definir el número y diámetro de cortadores, número de aletas, ni el cuerpo (gauge) de la barrena), no toma en cuenta ni el grado de compactación de la roca a perforar, ocasionado por la sobrecarga, ni los esfuerzos efectivos de la formación ocasionados por la presión de poro.

16

Guía para la Aplicación de la Geomecánica en el Diseño de la Perforación de Pozos Columna Geologica(md)

Mapadeestabili dad y densidad propuesta

0

Riesgos de perforación (RP)

Programa de TRs (mvvs md)

Resumen de riesgos probables en pozo Bolontiku 31

Bolontiku31

Profundidad 0

0

0

RP1

RP2

RP3

RP4

RP5

RP6

RP7

RP8

RP9

R P1 0

R P1 1

R P1 2

R P1 3

Clave

TC 30" a 200 md

300

Probabilid Formación ad

500

500

500

1000

PR

TR 20" a 1000md

b aj a

PR

R 2-

20 5- 10 00

20 5-1 00 0

b aj a

ba aj

PR

R-3

6 0 0 - 1 0 00 6 0 0 - 1 0 00 A l t a

A l at

PR

R -4

8 92 1- 11 0

8 92 1- 11 0

60

A tl a

PR

R -5

1 11 0- 18 56

1 11 0- 18 56

b aj a

a lt a

M S- MM

P er di da circulación

R -6

1 90 0- 22 50

1 90 0- 22 50

M ed io

M ed io

MM

F ri cc io ne s, Al perforar a 2213 m observó Atravesar la zona de presió nIncrementar densidad, repasar yManajar la máxima densidad permisible de arrastre, arrastres y atrapamiento de sarta anormal conbaja densidad. conformar las resistencias y reconocer ella etapa, tomar todas las precauciones atrapamiento de requir iendo incrementar la agujeroperforado. para perforar 40-50 m por debajo de la sarta, torque, densidad y ampliar los intervalos cima de la zona de presión anormal con paro de rotaría y 1882-1885y 2164-2213m. una ventana presión de poro-fractura muy resistencias. reducida.

R 7-

25 50

2 55 0

b aj a

m edi a

MM

G as fi ci ac ói n yObservó lecturas de gas altas,Perforación en zona de alta Perdida de circulación y ganancia (efectoPerforar agregando material obturante perdidadelodo lodo gasificado y perdida de lodopresión, presencia de zonas lutito de globo), Contaminación de aguaa g re s vi o , p e rf o ar r c i rc u al n do porincremento de densidad arenosas limpias con presenciasalada, alteración de propiedades delgasificaciones, no aumentar la densidad de gas congenito e incrementolodo e inestabilidad del agujero, perdida excesivamente, colocar baches pesados exesivode densidad. parcial al introducir ycementarla TR. para viajeo registros.

R -8

0 2- 96 3

0 -2 96 3

A lt a

M ed ai

MI

P er di da circulación

R-9

3 5 92 - 36 2 3 3 5 9 2- 3 62 3 B a j a

M e dia

M I -O S

G a sfii c ac i ón

P e fr o ro d e 3 5 92 m a 3 6 23 m c oFormaciones n impregnadas conCircula r para acondicionar lodo e Como medida preventiva agregar material metros controlados, observando agua saladaygas congenito. incrementode densidadinnecesario. obturante durante la perforación para evitar gas de fondo durante 5 min perdida en formaciones lutito-arenosas densidad minimade 2.00gr/cc. impregnadas con agua salada y gas congenito. Circular gas y trabajar la cabeza rotatoría durante la perfora ción sin incrementar la densidad. Manejar baches pesados enviajes o estaticos largos.

R - 10

3 8 46 - 42 0 0 3 8 4 6- 4 22 5 m B a aj

M e dia

E S P- S

G a sfii c ac i ón

d e 3 8 46 m a 4 2 07 m o b s er vFormaciones ó impregnadas conCircula r para acondicionar lodo e Como medida preventiva agregar material gasificación defondo. agua saladaygas congenito. incrementode densidadinnecesario. obturante durante la perforación para evitar perdida en formaciones lutito-arenosas impregnadas con agua salada y gas congenito. Circular gas y trabajar la cabeza rotatoría durante la perfora ción sin incrementar la densidad. Manejar baches pesados enviajes o estaticos largos.

R - 11

4 2 00 - 47 0 0 4 2 25 - 47 5 0 M e di a

A l at

K S K- I

G a sfii c ac i on e s, El cretacico se perfora con Perforación de carbotatosAltos tiempos de perforación por bajosPerforar ligeramente sobre balance perdida parcialgasific aciones, perdid as de( p ed e rn a )l y l a z o na d e ROP, l control de perdidas y flujos y viajes trabajando la cabeza rotatoria y colocar de circulación y circula ción y bajos ritmos de yacimiento. paraconstantes cambios debarrena. baches pesados para estatic os largos bajos ROP penetración. (viajes o registros). Utilizar turbinas y barrenas denueva generación.

1200 1300 1400

1500

1500

1500

1500

2000

2000

Acciones

b aj a

1000

1100

Concecuencias

5 8- 20 5

900 1000

Causa

5 8- 2 05

700 800

Descripción

R -1

600

1000

mv

400 500

Tipo de riesgo

md

100 200

Severidad

1600

I ne st ab li di ad d elFormación muy delesnable o Inestabilidad de agujero por no Resistencias, repasos e introducción dePerforar con agua de mar y baches de lodo agujero. poco compacta, con lutitas muy acondicionar el agujero con lodoTR con bombeo, con el riesgo de no bentonitico salado y acondicionar el agujero reactivas. deperforación. acoplarel Mud LineSystem (MLS) con lodo bentonitico salado para la introducción del TC. F al at deIncremento de densidad,Excesivo recorte por diámetro deIncremento de torque y degollamiento deSupervisar las condiciones operativas de l i mp i e za d eembolamiento de la barrena yla barrena y formaciones nosarta de perfora ción provocandoperfora ción y mantener una hidráulica agujero. pescadoporaltotorque. c o ns o il d ad a s y m a al spezcado. adecuada para una limpieza eficiente del condiciones deoperación. agujero. A t ar p am i en t o A l b a aj r l a T R d e 2 0 " s e a t ra p óaPegadura por presión diferencial No bajar el MLS, dejar el agujeroPerforar agregando material obturante, 892 m en el pozo B-13 y a 783 m en zonas lutito-arenosasperfora do de 26" expuesto para la acondicionar el agujero y bajar la densidad en elB-2 permeables por alta densidad delsiguiente etapa y bajo gradiente de antes de introducir la TR para asegurar la lodo. presiónde factura paralasiguiente etapa.introducción de la TR a la profundidad perforada. R es is te nc ai s yAl reconocer el agujero perforado La TR no bajó a la profundidad Perdida de circulación, resistencias yPerforar agregando material obturante, p e rd i da d d eseobservóperdidayresistencia s perforada. tener que colocar TXC.Perdida detiempo acondicionar el agujero y bajar la densidad circulación antes de introducir la TR para asegurar la introducción de la TR a la profundidad perforada. d eP e fr o ró c o n p e rd i da d eBajo gradiente en la zapata de Perdida de lodo durante la perforación, Agregar obturante durante la perforación y circulación agregando material 20" y perforación de zonas lutito utilizaciónde obturantes (CasingVirtual) mantener una buenalimpiezadel agujero. obturante. arenosas permeables.

1700 1800 1900

2000

2000 2100

2300 ) m 2400 (

2500

2500

MM

2600 2700

FC MM

TR 16" a 2207md

2200

d a d i d n u f o r P

) m ( d a d i

d n u f o r P

2500

2500

2800 2900

3000

3000

3000

TR 13 3/8" a3000md

3000

3100 3200 3300

MI

3400

3500

3500

3500

3500

d eLa TR se corrio y cementó con Alta velocidad de introducción,M a al c e me n ta c ói n q u e o r gi i nóControlar la velocidad de introducción de perdidaparcial alta densidad de las lechadas de manifestación de gas en el espacio anular TRy utilizar lechadas debaja densidad. cemento. 16"-13 3/8" e inyección de cemento para controlar flujo. Riesgo dedescontrol.

3600

OS OM OI ES EM 4000

OS

3700

ES

3900

EM

4000

EI

OI

3800 TR 97/8" a 4052md (4021mv)

4000

4100

PS

PI

4200

KS

4300

EI

PI KS

KM

4400

KM 4500

4500

KI

4500

4500

4600

JST JSK

4,652

4700

JST

R - 12

0

PP - PC - DL - EM - GF

4 7 50 - PT

M e di a

Alta

JST-JSK

Gasificaciones, El JSTyJSK seperfora con Perforación de carbotatos y la Altos tiempos de perforación por bajos Perforar ligeramente sobre balance perdidaparcial gasificaciones yperdidas zonadel yacimiento. ROP,control deperdidad,flujos yviajes. trabajando la cabeza rotatoria y colocar decirculación y parciales decirculación ybajos baches pesados para estatic os largos bajos ROP ritmos depenetración. (viajes o registros). Utilizar barrenas con los mejores indices ydenueva generación.

5000

5000

0 0.4 0.8 1.2 1.6 2

4 7 00 - PT

PT

TR51/2" a 4800md (4771mv)

4900 5000

TR75/8" a 4690md (4652mv)

4,771

4800

5000

4000

PS

50 Días 100

150

Figura 29. Mapa de Perforación

Por esta razón, se requiere una selección más rigurosa y se sugiere un método que tome en cuenta las propiedades mecánicas de la roca bajo condiciones de confinamiento. A partir del CCV se calcula el número y diámetro de cortadores y el número de aletas; como se explica a continuación: 1. A partir del registro sónico dipolar, de los tiempos de tránsito compresional y de corte, para cada intervalo, calcular la velocidad de corte ( ∆v S ).

∆v S =

1

∆t S

(27)

⎛ H CIMA ⎞ ⎟∆v S ⎝ 1524 ⎠

CCV = ⎜1 +

3. Calcular el número de cortadores ( C n ). C n

CCV =

∆v S * H CIMA 1524

(28)

Si la cima del intervalo a perforar está a una profundidad vertical verdadera menor a 610 m (2000 pies) H CIMA < 610 m, entonces:

= [51.967 ln(CCV ) − 442.8]

(30)

4. Calcular el diámetro de cortadores a partir de la CCV y el tamaño de grano de la formación ( α ), (Considerar α = 1 ).

2. Calcular la CCV utilizando una de las siguientes ecuaciones: Si la cima del intervalo a perforar está a una profundidad vertical verdadera mayor a 610 m (2000 pies) H CIMA > 610 m, entonces:

(29)

C S

= 21.617 − .0002 * CCV * α

(31)

5. Calcular el número de aletas ( Bn ), en función del número de cortadores. Bn

= −0.0006C n2 + 0.1576C n − 1.0245

(32)

Para mayor detalle se puede consultar la Guía de Diseño para la Selección de Barrenas, publicada por la UPMP17.


Tipo de litología

Resistencia Código IADC / API a la compresión UCS (psi) 111 - 117 / 415 < 1500

Formaciones muy 427 débiles - Alta plasticidad con baja resistencia (margas y arcillas) Formaciones débiles 1500 – 3000 121 - 127 / 435 - Baja resistencia 527 (margas, evaporitas y lutitas) Formaciones débiles 3500 – 7500 131 - 137 / 537 a medianamente 547 débiles - baja resistencia, interlaminadas con secuencias de alta resistencia (lutitas, pizarras, lignitos) 7500 – 15000 211 - 221 / 617 Formaciones medianamente duras 637 - alta densidad, alta resistencia, pero sin lentes abrasivos (lutitas, areniscas y carbonatos) Formaciones duras 15000 – 316 - 347 / 732 alta resistencia, con 30000 737 lentes abrasivos (areniscas, limolitas y dolomitas) Formaciones > 30000 832 - 837 extremadamente duras - resistencia muy alta, muy abrasivas (rocas ígneas y metamórficas) Tabla 4. Selección de Barrenas Tricónicas 5. Referencias

1. Guía de Diseño para la Selección del Fluido de Perforación UPMP-2004. (http://spmp.dpep.pep.pemex.com/paginas_upm p/guias.aspx). 2. Zaki Bassiouni, Theory, Measurement, and interpretation of Well Logs, SPE Textbook Series Vol. 4, Richardson, TX 1994. 3. Gary Mavko, The Rock Physics Handbook, 2003, Cambridge Press. 4. Greenberg, M.L. and Castagna, J.P., 1992, Shear-wave velocity estimation in porous rocks: theoretical formulation, preliminary verification, and applications: Geophs. Prosp., 40, 195-209.

17

5. Biot M.A., - Theory of Elastic Waves in a Fluid Saturated Porous Solid, Journ. Acoust. Soc. Am. 28, 1956. 6. Rock Mechanics: Volume 1 - Theoretical Fundamentals Charlez P.A. Editions Technip; 1997. 7. John Mitchell, Perforando sin Problemas, 2004, Drilbert Engineering Inc. 8. Plumb, R.A., Edwards, S., Pidcock, G. and Lee, D. (2000) The Mechanical Earth Model and its application to high-risk well construction projects, IADC/SPE 59128. 9. Aldred, W., Plumb, R., Cook, J., et al (1999) Managing Drilling Risk, Oilfield Review, Summer 1999 pages 2-19. 10. Bratton, T., Fuller, J., Goraya, S., Harrold, T., Holt J., et al (2001) Avoiding Drilling Problems, Oilfield Review, Summer 2001 pages 33-51. 11. Gardner, G.H.F. Gardner, L.W., and Gregory, A.R., 1974, “Formation Velocity and Density”, Geophysics, Volume 39, Number 6, pp 20852095. 12. Guía de Diseño para la determinación de Geopresiones UPMP-2004. (http://spmp.dpep.pep.pemex.com/paginas_upm p/guias.aspx). 13. Plumb and HickMan – Stress Induced Borehole Elongation 1983). 14. Raaen A.M., Horsrud P., Kjorholt H. y Okland D (2006) - Improved routine estimation of the minimum horizontal stress component from extended leak off tests. - International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences, Vol. 43, pp. 37 - 48. 15. E.Fjaer, RM Holt, etc. "Petroleum Related Rock Mechanics”. 16. Guía de Diseño para la Selección de Barrenas. UPMP-2004. 17. O´Hare J. and Aigbekaen, O.A.: Design Index: A Systematic Method of PDC Drill-Bit Selection, IADC/SPE paper 59112, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Louisiana, February 2000. Esta guía fue elaborada por: Jorge Alberto Mancilla Castillo Carlos Pérez Téllez Camilo Ernesto Libreros Muñoz Juan José López Mata y revisada por: Plácido Gerardo Reyes Reza Claudio Sánchez Montalvo Junio de 2006.

Diseño Geomecanico Para Pozos

Recommend Documents