1.4.2
PRESIÓN DE PORO. Es la presión de fluido en el espacio vacío de la roca (Ver Figura 1. 7). La profundidad
en la cual la presión e xcede la presión hidrostática se denomina tope de sobre presión. Un concepto importante es que la PP no debe alcanzar o exceder el esfuerzo de fractura, ya que si lo supera habrá fracturamiento de la roca y liberación de la presión interna del fluido. La PP se puede encontrar e ncontrar en el subsuelo en forma normal o anormal . También es llamada presión de formación o presión poral, está en función de l os fluidos de formación y de las cargas que están soportando. La presión de poros está clasificada por dos categorías:
Presión normal: es la presión hidrostática de una columna de fluido de la formación que se extiende desde la superficie hasta una profundidad dada. Se dice que una formación esta normalmente presurizada si la PP es igual a la presión hidrostática. El valor del gradiente de PP normal, se considera de aproximadamente 0.465 psi/ft (Ver Figura 1. 9). Presiones mayores al valor de la presión normal se conocen como presión anormal. Normalmente las zonas presurizadas son capaces de mantener comunicación hidráulica con la superficie durante la sedimentación. Consecuentemente el fluido que se encuentra en el espacio poroso puede pu ede ser fácilmente sacado fuera de los espacios porosos de la roca para el reacomodo de la compactación, es así que la PP normal sigue la curva de presión hidrostática, para agua de formación.
Figura 1. 9: Representación de los diferentes gradientes de presión normal para distintas zonas [26].
3.1.2.1 Sobrepresiones Las formaciones que contienen fluidos con presiones anormalmente altas se encuentran en diferentes cuencas en todas partes del mundo. El mecanismo más común que genera la sobrepresión es el fenómeno de subcompactación, el cual explica una rápida sedimentación de los estratos rocosos y por lo tanto ocurre un entrampamiento del agua intersticial. Esta sobrepresión también puede atribuirse a los efectos de tectonismo y la e xpansión de fluidos. Una de las condiciones para que exista sobrepresión es la baja permeabilidad de las formaciones geológicas, estas formaciones comúnmente son las rocas arcillosas. Detectar las zonas de sobrepresión antes de la perforación, es muy importa nte, ya que este tipo de presión es la que ocasiona problemas con consecuencias negativas durante los trabajos de perforación.
3.1.2.2 Subpresiones: No es muy común encontrar zonas con presiones de poros anormalmente bajas o subpresiones, en campos de exploración petrolera, sin embargo, estas presiones pueden ocurrir mientras se perfora por zonas de yacimiento de gas y/o petróleo. La presión anormal también puede generarse cuando la cota de superficie de un pozo es mucho más elevada que la napa n apa freática del subsuelo o el de nivel del mar. Esto se observa cuando se perforan pozos en zonas montañosas.
Presión anormal: es definida como la presión mayor o menor a la presión de poros hidrostática, las causas de estas presiones anormales están relacionadas a diferentes eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos.
Figura 1. 7: Representación de los esfuerzos presentes en la formación.
Poro efectos de fluido en la mecánica de rocas
Los fluidos pueden alterar las propiedades mecánicas de la roca a través de : La presión del fluido Las reacciones químicas con superficie mineral Lubricación de las superficies en movimiento. Los fluidos primario encontrados son salmueras y aceites de hidrocarburos y gases. Perforación, terminación y fracturamiento lí quidos también pueden estar presentes , y sus efectos suelen ser estudiado para evitar el daño de formación . Esta página se concentrará en el papel del agua y , en particular, cómo la saturación de agua puede influir en las fortalezas de roca medidos en el laboratorio o derivados de los registros de pozos .
tensión efectiva presiones de fluido de poro reducirán la tensión efectiva soportada por el bastidor mineral de roca. Este efecto ha sido conocido desde la p ublicación de Terzaghi y Peck [1] y ha sido documentado por numerosos investigadores. La forma más común de la ley es la tensión efectiva
....................(1)
donde σe es la tensión efectiva, s A la tensión aplicada en la superficie de la roca, Pp, y la presión de poro. El coeficiente de tensión efectiva n también se llama término poroelástica de Biot.
....................(2) donde Kd es el módulo volumétrico roca seca y Ko el módulo volumétrico mineral. Debido a que el módulo de roca es generalmente mucho menor que el módulo mineral, n es a menudo próxima a l a unidad. En muchas aplicaciones y cuando no existe otra información disponible, n se toma generalmente como una sola.
En las relaciones de falla Roca todas las tensiones se usan para describir el fracaso de rock eran en realidad las tensiones efectivas. fallo de la roca puede verse afectada drásticamente por la presión de poro, como se indica en la figura. 1. Un sobre se representa para una piedra arenisca con porosidad de 25%. Para tensiones principales aplicados de 225 MPa para la σ1, 175 MPa para σ3, y Pp de 75 MPa, los efectivos parcelas círculo de Mohr así dentro del ámbito de la estabilidad. La presión de poro se ha restado de ambas tensiones aplicadas para dar tensiones principales efectivos de 150 y 100 MPa. Si se aumenta la presión de poro, las tensiones efectivas disminuyen, y el círculo de Mohr se desplazarán a la izquierda hasta que finalmente el sobre puede ser contactado y la roca falla por fractura frágil. Por otro lado, si la presión de poro disminuye, el círculo de Mohr desplaza a la derecha, y la roca puede contratar la superficie de Roscoe y fallar por compactación o grano de trituración. En cualquier caso, si se conocen las presiones intersticiales, sus efectos pueden ser explicados de una manera directa.
Fig. 1 - falla de la roca causada por el aumento o disminución de la presión de poro . Aumento de la presión de poro disminuye la tensión efectiva , lo que lleva a la fractura fracaso. La disminución de la presión de poro aumenta la tensión efectiva , que puede producir aplastamiento.
Los problemas pueden surgir experimentalmente debido a la incapacidad de la presión de poros para alcanzar el equilibrio. Si se mantiene el fluido puede fluir libremente y de la presión de poros constante, entonces un experimento se denomina "drenaje". Si la deformación es demasiado rápida, permeabilidad baja viscosidad, líquido de alta, o los límites están sellados, a continuación, el fluido queda atrapado en la roca, y cambios en la presión del fluido en función de la deformación de la roca. Brace y Martin [2] mostraron que las tasas de deformación debe ser muy baja en rocas cristalinas de baja permeabilidad para mantener una presión de poro uniforme y seguir una ley eficaz de la tensión definida macroscópicamente. Para la mayoría de areniscas, la permeabilidad es suficiente para proporcionar condiciones drenados. Los problemas ocurren generalmente en rocas de baja permeabilidad como la roca sedimentaria o esquistos. Normalmente se exige esfuerzo y tiempo considerable para permitir que la presión de poro constante, o simplemente para mantener el equilibrio de presión de poro (Steiger y Leung [3 ]). Las pruebas se realizan en condiciones no drenadas, pero los cambios resulta ntes en la presión de poro deben entonces ser medidos o calculados de otro modo. Estos efectos son problemas mecánicos que a menudo son difíciles de tratar, pero los procesos son básicamente comprenden bien.
efectos químicos Un problema más sutil implica efectos químicos de los fluidos de los poros. E l agua es un compuesto activo, polar, y numerosas investigaciones (Griggs [4] y Kirby [5]) han demostrado que incluso pequeñas cantidades de agua o salmuera pueden tener una influencia sustancial en las propiedades mecánicas de la roca. Colback y Wiid [6] demostraron cómo incluso los cambios en la humedad relativa o la presión parcial del agua en los poros pueden reducir drásticamente resistencia de la roca (Fig. 2). Colback y Wiid [6] y Dunning y Huff [7] vieron una relación directa entre la pérdida en la resistencia de la roca y la actividad química del fluido de poro. Meredith y Atkinson, [8] Freeman, [9] y otros han demostrado un aumento de las velocidades de crack y emisiones acústi cas en factores de intensidad de cra ck constantes cuando se introduce agua. Ujtai et al. [10] vieron efectos sustanciales de agua en todas las pruebas que dependen del tiempo de deformación por fluencia, fatiga, y el crecimiento lento de fisuras. En general, resistencia a la compresión uniaxial se reduce en un 20 a 25% en las rocas húmedas. Esto implica que muchas mediciones de laboratorio resultan en fortalezas de rocas que son sistemáticamente demasiado alto.
Fig. 2 - resistencia de la roca como una función del cont enido de humedad o agua. Fuerza cae rápidamente con los primeros monocapas de agua (de Colback y Wiid [ 6 ] ) .
Una fuerte influencia de la actividad química en las propiedades mecánicas de la roca es apoyado por otros tipos de mediciones. propiedades sísmicas dependen de la rigidez de gra no mineral y la ri gidez de los contactos entre los granos . En las rocas completamente seco ( secado al horno al vacío ) , casi no hay atenuación sísmica , y las rocas son rígidos . Incluso pequeñas cantidades de agua, unas pocas monocapas , ¿pueden apreciablemente menor rigidez roca y sísmicos velocidades .
lubricación a granel La experiencia común nos lleva a esperar muchos materiales geológicos, como los suelos, para que sea sustancialmente más débil cuando está mojado. Este efecto se observa fácilmente en tiza y pizarras. energías de unión de la superficie y el resultado de la tensión superficial del agua en las fuerzas capilares fuertes que atraen y retienen el agua en los espacios porosos. El agua penetra y separa los granos. el movimiento del grano se ve facilitada por el movimiento de fluidos en las capas móviles. Esta es una forma muy científica de decir "resbaladizo cuando está mojado." Los minerales de arcilla, en particular, son bien conocidos por su capacidad de absorber grandes cantidades de agua. propiedades de hinchamiento de las arcillas y pizarras se estudian a menudo para propósitos de ingeniería de perforación. No sólo arcillas tienen superficies de fricción más bajos cuando está mojado, pero la absorción de agua y la expansión de la arcilla resultante puede desagregar la matriz de la roca. La pérdida de fuerza debido a tales mecanismos es más importante en los sedimentos poco consolidados o no. . Dobereiner y DeFreitas [11] y Morgenstern et al [12] reportan una reducción del 60% en la resistencia de los sedimentos fangosos sobre la saturación. En este punto, no hemos desarrollado una forma sistemática de incluir un factor de lubricación, excepto como una parte implícita de las correcciones de arcilla (véase Resistencia a la compresión de las rocas # Efecto del contenido de arcilla o como una reducción medida de la cizalla o módulo de Young. Es de esperar la pérdida de fricción intergranos para reducir el módulo de corte de manera significativa.
Nomenclatura Kd = módulo de compresibilidad en seco , GPa o MPa Ko = módulo a granel mineral, GPa o MPa
n = coeficiente de tensión efectiva Pp = presión de poro , MPa σe = tensión efectiva σa = tensión en la superficie de la roca
1.4.3
ESFUERZO EFECTIVO. Es la diferencia entre la presión de sobrecarga y la PP, esencialmente es la cantidad
de esfuerzo de sobrecarga que es soportado por el grano de la roca, cuando la PP es normal (hidrostática) el esfuerzo efectivo incrementa con la profundidad. En la cual estudios de laboratorios han confirmado que el esfuerzo efectivo actualmente controla la compactación del yacimiento.
3.1.1 Presión hidrostática Según Ferlt (1976), el término de presión hidrostática es usualmente definido como la presión del fluido ejercida por un líquido y a un punto dado este actúa con igual intensidad en todas las direcciones. La presión hidrostática es considerada la presión normal, esto quiere decir que el fluido presente en los poros de la roca ha tenido un proceso normal de disipación. Se expresa de la siguiente manera Ph= ρ*g*h (1)
Donde: Ph= presión hidrostática ρ= densidad promedio del fluido g= aceleración de la gravedad h= altura vertical de la columna de agua En la siguiente Tabla 3.1 se indica el promedio de las gradientes de presiones normales de para algunas cuencas geológicas. Tabla 3-1 gradientes hidrostáticas (FERLT, 1976)
Por lo general las presiones normales poseen una presión de poros equivalente a la presión hidrostática del agua intersticial. Para cuencas sedimentarias, el agua intersticial normalmente posee una densidad de 1.073 kg/m 3, lo que establece a una gradiente de 0.465 psi/pie (10.5 kPa/m). La divergencia con respecto a esta presión hidrostática normal es conocida como la presión anormal.
3.2 Conceptos básicos para la predicción de presión de poros
3.2.1 Esfuerzo de sobrecarga El esfuerzo de sobrecarga en cuencas sedimentarias es primordial para la predicción de la presión de poros y en general para el cálculo de los esfuerzos in-situ. El esfuerzo de sobrecarga es el esfuerzo creado por e l peso de los sedimentos que se han depositando en la cuenca, la sobrecarga está en función de la densidad de las formaciones rocosas y de su espesor. Si no se tuviera un registro de densidad, la densidad puede calcularse por medio de correlaciones normalmente en función de los registros de onda Sonora o registros sónicos. El esfuerzo de sobrecarga está definido por la fórmula siguiente:
Donde: S = esfuerzo de sobrecarga (psi) ρ = densidad (g/cc) g= constante de gravedad Z = profundidad requerida (m) dD= Variación de profundidad (m)
La gradiente sobrecarga estará en unidades en psi; como te nemos la profundidad en metros, la profundidad será dividida entre un factor de conversión de 0.3048 m/pie. Como se dijo anteriormente, el esfuerzo de sobrecarga está en función de la densidad de las formaciones y sus espesores, esta densidades puede ser determinada por medio de correlaciones, algunas de ellas son las realizada por Belloti y Gardner con los tiempos de transito de formación (DTCO).
La correlación que realizó Belloti es para determinar el registro de densidad, si no lo tuviéramos como datos o solo algunos intervalos de profundidad. Se trata de dos expresiones que correlacionan las densidades de las formaciones con el tiempo de transito de la formación y de la matriz de la roca. Existen dos ecuaciones, la primera es utilizada para tiempos de tránsito menores que 100 us/ft,
Esfuerzo efectivo Terzaghi en 1936 propuso la teoría del esfuerzo efectivo, y confirmó que el esfuerzo efectivo controla la deformación del sólido y está en función de la presión de poros junto al esfuerzo de sobrecarga. (Moutchel J.P. y Mitchell A., 1989) Las partículas sólidas en contacto forman la estructura del suelo, que también forman un sistema intersticial de vacíos intercomunicados o no, la interacción entre la estructura del suelo y el fluido de los vacíos determinan dicho comportamiento.
La presión de poros normal, por ser una presión hidrostática, tiene igual intensidad en todas las direcciones. Esta presión de poros es perpendicular a una membrana y tiene el valor de Pp. Examinando los esfuerzos normales a la membrana, se puede apreciar que la diferencia de esfuerzo de sobrecarga y la presión de poros se transmite a la estructura del suelo a través de la membrana, para una situación de equilibrio. Entonces, el esfuerzo efectivo (σ e=S-Pp) es una medida de la carga soportada por la estructura.
Figura 3-1 Distribución de esfuerzos en una roca porosa (Schlumberger, 2005)
La carga ejercida en una estructura porosa es distribuida por medio del fluido y la roca como se muestra en la Figura 3-1 . En una tendencia normal de presión de poros, el e sfuerzo efectivo aumenta de acuerdo a la profundidad, por el incremento de la sobrecarga. Calculando el esfuerzo de sobrecarga con la ecuación 2 y el esfuerzo efectivo con los métodos en función de las velocidades, se puede determinar la presión de poros utilizando la ecuación 7. Ecuación dada por Terzaghi:
S = σe + P Donde: P = Presión de poro (lb/pulg2) o psi. S = esfuerzo de sobrecarga (lb/pulg2) o psi. σe = Esfuerzo vertical efectivo o esfuerzo de matriz (lb/pulg2) o psi. 22
1.4.5.1 PROPIEDADES DE FORMACIONES PRESURIZADAS NORMALMENTE. Con el objeto de detectar y de predecir la magnitud de presiones anormales, debemos entender las propiedades de las formaciones normalmente presurizadas, es así que cuando intentamos detectar y predecir la presión de la formación, debemos prestar mucha más atención a las formaciones de lutitas, que a las arenas ó que los carbonatos por un número
de razones, tales como: 1. La zona de transición ocurre más frecuentemente en las lutitas. 2. Las propiedades de las lutitas limpias son justamente más homogéneas a cierta profundidad, y pueden ser predichas con algún grado de exactitud. 3. Una desviación de la tendencia normal en un registro de densidad, de resistividad ó sonico compresional en una lutita, puede ser interpretado como un cambio en el gradiente de presión. 4. Desviaciones fuera de la tendencia normal en un registro de resistividad, de densidad ó sonico compresional mientras perforamos lutitas, puede darnos una advertencia de un temprano incremento de presión, y pod emos frecuentemente evitar pérdidas de fluido de perforación dentro de la formación. •
POROSIDAD. Como las formaciones de lutitas son encontradas a diferentes profundidades y el
esfuerzo de sobrecarga se incrementa, las formaciones sufren compactación. Si el fluido que se encuentra dentro de los poros puede escapar, la presión normal será mantenida dentro de los mismos. Como las formaciones son compactadas, el pequeño espacio se reduce resultando en un decrecimiento de la porosidad en una lutita normalmente presurizada.
La porosidad es el volumen de poros u oquedades de la roca, y define la posibilidad de ésta de almacenar una cantidad de fluido. Se expresa por e l porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca. Existen dos tipos de porosidad efectiva y no efectiva, la efectiva es la que se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación del fluido, y la no efectiva es la resta del volumen de porosidad total de la roca menos la porosidad efectiva. Las porosidades se clasifican según la disposición física de material que rodea a los poros y a la distribución y forma de los poros. En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos de arena individuales, con unas formas más o menos esféricas y apiñadas de manera que los poros se hallan e ntre los granos. La porosidad disminuye con respecto al incremento de la profundidad como se muestra en la Figura 3-2, ya que en un proceso de compactación normal, los sedimentos reducen su porosidad, llegando a valores casi de cero.
Figura 3-2 Muestra la tendencia normal de la porosidad con respecto a la profundidad
Presión de Fractura En zonas con presiones anormalmente altas, la predicción de la presión de fractura es muy importante. Es la presión a la cual se presenta falla mecánica de una formación, originándose una pérdida de circulación. Estas presiones se pueden originar por trabajar con lodos de alta densidad, cambios bruscos de presión como el efecto del pistón o mantener una presión arriba de la presión máxima permisible. Las formaciones de edad geológica reciente de poca profundidad contienen proporcionalmente más agua y son más porosas y por lo tanto son más ligeras que las rocas más profundas y se fracturan a presiones más bajas que las rocas más densas y más comprimidas que se encuentran a mayor profundidad. Sin embargo, también, estas presiones aparecen en las formaciones geológicas más viejas que se encuentran a mayor profundidad.
•
CONDUCTIVIDAD. Rocas secas no conducen corriente eléctrica (tienen una conductividad cercana a
cero). La conductividad de una roca depende del contenido de agua presente en e l espacio poroso de la formación. En una zona de lutita normalmente presurizada, la formación es compactada con la profundidad, es así que decreciendo la porosidad, el agua es forzada a salir fuera de la formación, donde la reducción de la cantidad de agua presente reducirá la conductividad de la formación. •
RESISTIVIDAD.
La resistividad de la formación es el inverso de la conductividad, la resistividad de lutitas normalmente presurizadas se incrementará con la profundidad, y graficando el registro de resistividad versus la profundidad resultará en una línea recta en la porción presurizada del agujero, mientras una desviación de la tendencia normal indicará presión anormal. •
TIEMPO DE VIAJE DE LA ONDA EN EL REGISTRO SÓNICO. La onda de sonido a través de un medio es función de la densidad del medio. Es así
que la densidad de una lutita normalmente presurizada incrementa con la profundidad al igual que la velocidad. Así que graficando el tiempo de tránsito versus la profundidad, se mostrará una línea recta que decrece en la porción del agujero normalmente presurizado, mientras una presión anormal es indicada por una desviación de la línea recta.
•
DENSIDAD. Como la porosidad decrece durante la compactación normal, la densidad de la
formación se incrementará con la profundidad. Si la den sidad es dibujada con respecto a la profundidad en un papel semi-logarítmico, la curva formará una línea recta en la sección de presión normal del agujero. Alguna desviación de esta tendencia es signo de que una zona de presión anormal esta presente.
Lodo de perforación El lodo es el fluido de perforación, sus principales funciones es enfriar y lubricar la broca de perforación, limpiar los fragmentos de rocas que la broca ha generado y subirlos a la superficie. También controla las presiones anormales y evita los eventos que pueden causar la inestabilidad del pozo. El peso del lodo utiliza unidades de densidad (ppg) o (g/cc), comúnmente se utiliza las unidades en el sistema de ingles para la calibración y la toma de datos, ya que los valores en estas unidades facilitan el procedimiento. Es necesario que el peso del lodo sea mayor a la presión de la formación pero menor a la presión de fractura, como indica la Figura 3-3 . El gráfico de Presión vs. Profundidad es una información de mucha importancia, en este gráfico se muestra los pesos de lodo, esfuerzos de sobrecarga, y la presión de poro hidrostática vs. la profundidad verdadera vertical (TVD).
Figura 3-3 Muestra los perfiles de presiones en una situación de presión anormal (Bowers, 2002)
Tectónica Cuando las deformaciones ocurren debido a esfuerzos tectónicos, estos causan modificaciones en las presiones del fluido y en la distribución de las masas. Esto quiere decir que el tectonismo podría crear presiones anormales. Según Mitchel y Mouchett (1989), el efecto inmediato de la actividad tectónica es modificar las fuerzas y las direcciones del campo de esfuerzos. Por lo tanto los sedimentos no solo son sujetos al esfuerzo de sobrecarga de su propio peso, sino también al esfuerzo tectónico.
Fallas o Fracturas: Las fallas son una discontinuidad que se forma en las rocas, cuando las fuerzas tectónicas superan la resistencia de las rocas. El movimiento causante de la dislocación puede tener diversas direcciones como vertical, horizontal o una combinación de ellas.
Expansión de fluidos La expansión de fluidos puede generarse de d iferentes maneras como el aumento de temperatura y la generación de los hidrocarburos, la expulsión intergranular de fluidos durante la diagénesis de las arcillas. (Bowers, 1995). Según Bowers (1995), la expansión de fluidos requiere una matriz de roca compactada en el cual pueda adecuadamente almacenar los fluidos de poros, por consiguiente la expansión de fluidos es mayormente común en sobrepresiones a grandes profundidades, en rocas más rígidas.
A diferencia de la compactación, la expansión de fluidos puede causar que el esfuerzo efectivo disminuya con respecto a la profundidad por lo tanto la presión de poros puede elevarse hasta valores muy cercanos al esfuerzo de sobrecarga (PP≥80%S). La expansión de fluidos reduce la carga que soportaba la roca matriz, quiere decir el esfuerzo efectivo. Expansión de volumen de agua Este mecanismo parte de un principio de que un cuerpo de agua sufrirá un aumento de volumen en relación al volumen poroso, con el cual está sujeto a un incremento de la temperatura. Esta teoría tiende a diferenciar el coeficiente de expansión térmico entre el de la roca. Un aumento de presión de poros generado por la expansión de volumen de agua se realizará solo si las siguientes condiciones se cumplen: (L. Santos Rocha, C Toledo, 2007) - Exista un ambiente completamente isolado. (baja permeabilidad) - Ocurre una variación de volumen poros menores que la variación de volumen del fluido. - Ocurre un aumento de temperatura.
Transferencia de Presión 3.3.3.1 Efecto centroide El concepto de centroide fue introducido y discutido por Traugott en 1997. Yardley y Swarbick, 2000, refirieron a este fenómeno como la transferencia lateral de presión. El método asume que la presión de poros de las arcillas y la presión de poros de la arenas son iguales en un punto hipotético de una estructura. Según Bowers (2002), el concepto de centroide es el que enfatiza la diferencia entre las presiones de poro de las arenas y lutitas. La mayoría de métodos de predicción de presión de poros enfatiza las propiedades de las lutitas como las velocidades sónicas y resistividades pero no dirigen este desajuste entre las presiones de poros de las lutitas y las arenas. Este concepto afirma que la sobrepresión de las arenas proviene de un mecanismo de transferencia vertical y lateral de presiones.
1.4.6
PRESIÓN DE PORO ANORMAL. Es la cantidad de PP mayor a la presión hidrostática para una profundidad dada.
Cuando esto ocurre los fluidos son atrapados en los poros y llevan parte del peso de los sólidos suprayacentes (Ver Figura 1. 10)
24
Compactación Anormal.
• Esfuerzos efectivos bajos. • PP Alta. • Menor Densidad. • Menor Velocidad. • Contacto entre granos deficiente.
Compactación Normal.
• Esfuerzos efectivos altos. • PP Baja. • Mayor Densidad. • Mayor Velocidad. • Contacto entre granos suficiente.
Figura 1. 10: Efectos de la PP sobre las propiedades de la roca [27]. Dicha presión depende de los procesos físicos y químicos que haya sufrido un área determinada. Perforaciones dentro de zonas anormalmente presurizadas es una de las causas más comunes de pérdidas de circulación del fluido dentro de la formación, estas zonas anormalmente presurizadas deben ser identificadas para establecer la profundidad a la cual debe asentarse la tubería de revestimiento. Al entender como la presión anormal es generada, y la característica de las zonas que se encuentran sometidas a presión normal y anormal, este será un camino para comprender y detectar cuando una formación dada se encuentre presurizada. Es así que un completo conocimiento detallado de la presión de la formación permitirá realizar: 1. Una efectiva planeación del pozo. 2. Maximizar la tasa de penetración con perforación de bajo balance. 3. Selección segura y más económica de los puntos donde se colocará la tubería de revestimiento. 4. Minimizar los problemas debido a pérdidas de circulación. 5. Mejorar la ingeniería de producción y los equipos de prueba.
25
6. Entender mejor la geología local y los peligros que se pueden encontrar durante la perforación. 7. Analizar de manera más precisa los datos provenientes de la perforación y de los registros eléctricos.
1.4.6.1 ORIGEN DE LA PRESIÓN ANORMAL. Es originada por diferentes medios, entre las cuales se encuentran: •
COMPACTACIÓN. Como las formaciones son enterradas cada vez a más altas profundidades, el esfuerzo
de sobrecarga (debido al peso del sólido y el fluido) se incrementa. El incremento compactará la formación, forzando que los granos individuales estén cada vez más juntos, y que el fluido dentro de los poros salga de dicho espacio (Ver Figura 1. 10). Mientras haya una comunicación con la superficie hay un medio de escape del fluido de la formación, mientras es compactada. Si el fluido es forzado a salir fuera del espacio poroso la presión anormal no será desarrollada, no obstante si el fluido permanece atrapado en el lugar y no puede escapar, el fluido comenzará a tomar sobre si mismo parte del esfuerzo de sobrecarga. Ahora la presión del fluido de la formación no será solamente función de la presión hidrostática sino también del esfuerzo de sobrecarga, resultando en una formación anormalmente presurizada [26]. •
EXPANSIÓN DEL FLUIDO. Mecanismos como presión de aguas termales, maduración de hidrocarburos,
transferencia de presiones y expulsión o expansión de agua, en procesos diagenéticos de las arcillas también son causa de sobrepresiones. Con este mecanismo la sobrepresión se origina, cuando la matriz de la roca restringe al fluido a medida que este incrementa de volumen (Ver Figura 1. 11). De forma contraria a la subcompactación, la expansión de fluido puede originar una mayor tasa de incremento de la PP frente al esfuerzo de sobrecarga, es decir, evita la sobrestimación de los valores de esfuerzo efectivo y por consiguiente la subestimación de los valores de la PP [26].
26
Figura 1. 11: Representación de los diferentes mecanismos de origen de presión dentro de la formación [17]. Diagenesis Cuando las lutitas se encuentran a grandes profundidades y la temperatura alcanza los 200 y 300 °F, la presión y la temperatura causa en la arcilla, contenida en la lutita, cambios químicos. La alteración química se llama diagénesis. El agua estará presente en la formación como agua libre y agua de hidratación. Cuando la diagénesis ocurre, es que la arcilla se deshidrata, liberando el agua de deshidratación dentro del espacio poroso ocupado por agua fresca. Si la permeabilidad es suficientemente baja el agua liberada no podrá escapar resultando en un incremento en la PP. Efectos Térmicos. La alta temperatura encontrada en áreas geotérmicas, puede causar un incremento anormal en el gradiente de la PP.
27
En un sistema cerrado un incremento de la temperatura resultará en un incremento de la presión (el incremento de la temperatura causará expansión del fluido). Otra teoría dice que el fluido de hidrocarburo puede sufrir cambios químicos, resultando en un incremento de la PP dentro de la formación, es así que las reacciones químicas pueden incrementar siempre el volumen de fluido en la formación causando un incremento de la PP.
