UNIVERSIDAD OLMECA
MATERIA: ELEMENTOS DE PERFORACIÓN OLI VARES ES DOCENTE: ING. ROBERTO ANTONIO HDEZ. OLIVAR TEMA: GEOPRESIONES INTEGRANTES DEL EQUIPO N°: LIZBETH GARCÍA SÁNCHEZ YUSSEF ALI CHIÑAS AMAIRANI MARTINEZ DELGADO MAX HUERTA DAVID TERRAZAS ORDOÑEZ
VILLAHERMOSA, TAB., OCTUBRE DEL 2016 2 016
GEOPRESIONES
GEOPRESIONES
DEFINICIÓN DE GEOPRESION. •
La presión existente en la Tierra o presión de formación. No obstante, en el campo petrolero se utiliza comúnmente para indicar la presión de poro anómala del subsuelo, que es mayor o menor que la presión hidrostática normal pronosticada para una profundidad dada, o la presión ejercida por unidad de área por una columna de agua dulce, entre el nivel del mar y una profundidad dada.
DETERMINAR LA PRESIÓN DE PORO. •
En un estudio del estado del arte de los l os métodos de predicción predicción de presión de poro se identificaron 15 métodos. Sin embargo, los mejores y más usados por la industria petrolera son: el método de Hottman y Johnson, el método de Foster y Whalen o profundidad equivalente, el método de Eaton y el método del exponente dc. A diferencia de los otros métodos, estos cuatro métodos son sencillos y utilizan información convencional y de fácil acceso.
MÉTODO DE HOTTMAN Y JOHNSON (H&J) Usando valores de tiempo de tránsito o resistividad y presiones de formación reales medidas en formaciones del Mioceno y Oligoceno de las costas de Texas y Louisiana, H&J desarrollaron dos correlaciones empíricas para la determinación de la presión de poro, como se indica a continuación. •
A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias , graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias (línea azul en Figura 9).
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Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 9). A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de tránsito o resistividad de la tendencia normal y de la curva graficada con los valores del registro. Se calcula la diferencia de lecturas de tiempo de tránsito (tlu-tlun) o la relación de resistividades (Ron/Ro)lu entre los valores reales del registro y los valores leídos de la línea de tendencia normal extrapolada. Con el valor obtenido en el punto 4.3.1.4, se entra a la correlación de H&J (Figura 10 ú 11) y se determina el gradiente de presión de poro.
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Finalmente, el gradiente de presión de poro obtenido en el punto se multiplica por la profundidad para obtener la presión de poro buscada. Mathews & Kelly y Fertl desarrollaron correlaciones similares usando un mayor número de datos de otras áreas geológicas, utilizando el mismo principio de H&J.
MÉTODO DE FOSTER Y WHALEN O DE PROFUNDIDAD EQUIVALENTE . •
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Este método está basado en el principio que establece que formaciones con el mismo valor de la propiedad dependiente de la porosidad (tiempo de tránsito, resistividad, densidad, etc.) se encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo σ . El método se explica a continuación. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias (línea azul en Figura 12). Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea
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A la profundidad de interés D, leer el valor extrapolado tlun y observados tlu. Posteriormente, de la lectura observada trazar una línea vertical hacia arriba hasta interceptar la línea de tendencia normal y leer la profundidad correspondiente Dn. Se calcula el esfuerzo efectivo a la profundidad Dn, el cual es igual al esfuerzo efectivo a la profundidad de interés.
Donde ρFF: es la densidad del fluido de formación en la zona de presión de poro normal, que se considera aproximadamente igual a 1.03 gr/cm3, cuando no se tiene información de la densidad del agua de formación de pozos de correlación. Finalmente se calcula la presión de poro a la profundidad de interés. •
Método de Eaton •
o
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Al igual que el método de H&J, el método de Eaton está basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. Eaton utilizó una gran cantidad de datos de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro de diferentes áreas geológicas para desarrollar una serie de ecuaciones, las cuales relacionan directamente la presión de poro con la magnitud de desviación entre los valores observados y los obtenidos de la tendencia normal extrapolada. El método se explica a continuación. (Método utilizado la mayoría de las veces) A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs. tiempo de tránsito o resistividad de lutitas “limpias” (línea azul Figura 12). Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 12). A la profundidad de interés D, leer los valores de tiempo de tránsito de la tendencia normal tlun y de la tendencia observada tlu y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito observado Dn.
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Aun cuando el método de Eaton esta basado en datos de áreas geológicas diferentes a las perforadas en México, es el más preciso
Método del exponente dc Jorden y Shirley7 propusieron usar el modelo de Bingham10 para normalizar el ritmo de penetración R considerando los efectos ocasionados por cambio del peso sobre barrena W, de las revoluciones por minuto de la rotaria N y del diámetro de la barrena db a través del cálculo del exponente dc, definido como:
Donde R esta en m/h, N en RPM, W en toneladas y db en pulgadas. Para corregir el exponente dc por cambios de densidad de lodo, Rehm y McClendon propusieron la siguiente ecuación:
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Donde lodo ρ es la densidad equivalente de circulación durante la perforación y FF ρ
es la densidad del fluido de formación. Basado en el principio que establece que la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal, el método del exponente dc consiste en lo siguiente: Calcular el exponente dc y el exponente modificado dcmod durante la perforación de lutitas. Los datos de perforación obtenidos en formaciones que no sean lutitas deben eliminarse. Graficar profundidad vs. exponente dcmod (Figura 13).
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Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total (línea verde en Figura 13). A la profundidad de interés D, leer los valores del exponente dcmod, y en la tendencia normal dcmodn. Además, para el valor de dcmod, leer la profundidad equivalente, en la zona de presión normal Dn. Finalmente, calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, usando la fórmula de Eaton.
DETERMINAR LA PRESIÓN DE FRACTURA •
La presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca se denomina presión de fractura. Para determinar esta presión se propone emplear el método de Eaton, tal y como se plantea a continuación.
MÉTODO DE EATON. •
La ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de fractura (pFR) está en función de la presión de poro (pp) y de la sobrecarga (S), previamente calculadas, así como de la relación de Poisson ( ν ).
Calcular la relación de Poisson. La relación de Poisson es un propiedad mecánica de la formación que relaciona la deformación lateral de la roca con respecto a su deformación axial, cuando está sometida a un esfuerzo. Para calcularla, tenemos dos opciones: a) A partir del registro sónico dipolar de pozos de correlación.
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Donde : ts , tiempo de tránsito de corte (microseg/pie) tc , tiempo de tránsito compresional (microseg/pie)
B) A partir del nomograma de Eaton, el cual se expresa en la siguiente ecuación para cada profundidad de interés.
Finalmente, se sustituye en la ecuación (13) y se obtiene la presión de fractura. Otra opción es obtener la relación de Poisson a partir de ensayos mecánicos de laboratorio a muestras de núcleos, con la consideración de que esta medición es puntual y referida a la profundidad a la cual se obtuvo la muestra.
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Problemas de flujo y descontrol, pegaduras por presión diferencial, pérdidas de circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación suelen incrementar considerablemente el costo de un pozo y el tiempo de perforación del mismo. Estos problemas son causados generalmente por una deficiente predicción de las presiones de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, y cuyo conocimiento es básico para planear la perforación.
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El Estudio de las Presiones de la Formación (de Sobrecarga, de Poros y Gradientes de Fractura) ayudará en lo siguiente: Diseño del Revestimiento Evitar atrapamiento de la tubería de perforación Control del Pozo Velocidad de Perforación Diseño del Peso del Lodo
PRESIÓN HIDROSTÁTICA •
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La Presión Hidrostática se define como la presión ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. Esta presión es una función de la densidad promedio del fluido y de la altura vertical o profundidad de la columna de fluido La presión hidrostática es afectada por: Contenido de solidos Gases disueltos La diferencia de gradientes de temperatura del fluido.
PRESIÓN HIDROSTÁTICA •
También se expresa como:
HP (psi) = 0.052 (psipie) x Profundidad(pie) x densidad (lbs/gal) ó HP (Kg/cm2) = (profundidad (m) x densidad (kg/l)) / 10 •
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0.052 psi/pie es un factor de conversión.
EL GRADIENTE DE PRESIÓN HIDROSTÁTICA •
HG (psi/pie) = presión hidrostatica / profundidad = 0.052 x densidad = presión de una columna de 1 pie.
Presión de poro ( Pp).- Se define como la presión natural, originada por los procesos geológicos de depositación y compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos en los espacios porosos. Esta presión es conocida como Presión de formación. Pp =
h 10
r f
h (m)
Kg/cm 2
ρf
Pp =1.42 rf h
psi 1000 m
ESFUERZO DE MATRIZ Esfuerzo efectivo o de matriz ( ).- Es el esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de la roca, el cual esta en función de la sobrecarga a una profundidad determinada. s =
Psc - Pp
Kg/cm2
Ecuación de Terzaghi
psi
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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 varia según: La concentración de sales disueltas en el fluido de formación. Tipo de fluido. Gas presente. Gradiente de temperatura.
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 debe a eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos.
PRESIÓN SUBNORMAL DE POROS: •
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,
PRESION DE POROS
La presión de sobrecarga (S) es el peso de la columna de roca más los fluidos contenidos en el espacio poroso que soporta una formación a una determinada profundidad. •
En la mayoría de las rocas sedimentarias la presión de sobrecarga aumenta linealmente con profundidad, y típicamente tiene un gradiente de presión de:
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Durante el proceso de depositación normal, la presión de sobrecarga se incrementa conforme los sedimentos se acumulan. El incremento de la sobrecarga compacta los sedimentos, resultando en un decremento de la porosidad. El proceso de compactación ocurre a medida que el agua de formación es expulsada del espacio poroso.
Psc =
r grano
10
h
+
r fluido
10
h
Kg/cm2
(Gr/cm3) h
Grano +
(m)
r roca
fluido
grano
r roca
P sc
CALCULO DEL GRADIENTE DE PRESION DE SOBRECARGA Nota. El fluido es el agua interstici al o irreductible
Ej. Calcule la presión de sobrecarga Psc a la profundidad de 2200 m: a.
Considerando los datos mostrados..
ρf = 1.03 gr/cc 100 m
Calcule el esfuerzo de sobre carga a 2200 m.
ρgrano = 2.0 gr/cc
ρgrano = 2.10 gr/cc ρgrano = 2.18 gr/cc
Considera la densidad promedio del sistema roca 2.6 gr/cc
ρgrano = 2.25 gr/cc
ρf = 1.03 gr/cc 500 m ρf = 1.04gr/cc 1000 m ρf = 1.10 gr/cc 1500 m ρf = 1.11 gr/cc 2200 m
Solución Intervalo(m) Espesor (m) 100 100 500 400 1000 500 1500 500 2200 700 Psc =
r grano
10
h
+
ρgrano (gr/cc)
2 2.1 2.18 2.25
r fluido
10
h
Kg/c m2
ρ fluido(gr/cc)
1.03 1.03 1.04 1.1 1.11 800 700 600 500
Presión
400 300 200 100
Psc (kg/cm2) 10.3 121.2 157 164 235.2
Psc Acumulada(kg/cm2)
10.3 131.5 288.5 452.5 687.7
GRADIENTE DE PRESIÓN DEL AGUA •
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el gradiente de presión del agua, es dependiente de la composición química (salinidad), y en el caso del agua pura tiene un valor de :
Sin embargo, cuando existen en el yacimiento presiones hidrostáticas anormales se añade el siguiente término a la ecuación:
El valor del gradiente del agua depende de la salinidad y de la temperatura.
GRADIENTES DE PRESION DEL GAS Y DEL ACEITE •
Generalmente para el aceite y gas se tiene: En yacimientos que se encuentran entre 2000 a 4000 m debajo del nivel del mar, se estima un gradiente de presión para el agua de :
PRESIÓN DE FRACTURA
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Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca. La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someterá.
GRADIENTE DE FRACTURA
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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 . Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos, por ejemplo:
DETERMINAR LA PRESIÓN DE FRACTURA •
La presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de la roca se denomina presión de fractura. Para determinar esta presión se propone emplear el método de Eaton, tal y como se plantea a continuación.
MÉTODO EATON:
TÉCNICAS PARA OBTENER INFORMACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN
EVALUACIÓN DE FORMACIÓN DURANTE LA PERFORACIÓN Una herramienta de adquisición de registros durante la perforación y un programa de interpretación de los registros permiten a los petrofísicos e ingenieros evaluar el potencial de los yacimientos inmediatamente después de la penetración de la barrena.
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Las compañías de exploración y producción han estado anticipando una forma más rápida, más segura y más global de evaluar el potencial productivo de los yacimientos de petróleo y gas y posicionar correctamente
MEASUREMENTS WHILE DRILLING (MWD) •
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El termino mediciones durante la perforación se refiere principalmente a la medición de los parámetros direccionales (profundidad, inclinación, azimut) como también ciertos parámetros concernientes a la perforación como la temperatura, presión, torque, etc. Los parámetros de la perforación que son obtenidos con las herramientas de MWD tiene como objetivo el de incrementar la eficiencia de perforación, determinar las zonas de presiones anormales de formación o cualquier problema del pozo. La mayoría de las herramientas de MWD pueden operar a temperaturas mayores de 150°C mientras que los sensores de dichas herramientas pueden trabajar hasta 175°C.
MWD •
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En cuanto a la presión, las herramientas de MWD están diseñadas para soportar hasta 20000 [psi], presión que es raro de encontrar en campo. Aunque los movimientos de vibración y esfuerzos torsionales creados al correr la herramienta pueden causar alguna falla en el desempeño de esta, a fin de mitigar estos problemas, el uso de estabilizadores es indispensable. Las herramientas de MWD están ensambladas a la tubería de perforación, usualmente se localizan por arriba de la barrena, estas transfieren los datos de las mediciones en tiempo real o son almacenados para recuperarse al finalizar la operación, en forma de pulsos de presión producidos en el lodo de perforación.
MWD
REGISTROS DURANTE LA PERFORACIÓN (LWD). •
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Se le llama LWD a la herramienta que toma de forma combinada los datos de evaluación de la formación junto con los datos direccionales de perforación. Se refiere las mediciones de las propiedades de la formación durante la perforación del pozo o en un periodo muy corto posterior a la perforación del mismo, a través del uso de herramientas integradas al aparejo de perforación. Estas herramientas tienen la capacidad de transmitir a la superficie en tiempo real sus lecturas o bien, almacenarlas en una memoria, la cual puede recuperarse cuando el ensamble haya regresado a la
APLICACIONES •
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Es necesario conocer la información en tiempo real, por ejemplo cuando se necesita ubicar al pozo en una parte específica del yacimiento o para identificar los puntos para entubar el pozo, en estos casos, la información en tiempo real garantiza el éxito de estas operaciones. Se necesita obtener datos antes de que la formación sea invadida por los fluidos de la formación, a fin de causar el mínimo daño a la formación. Se tienen configuraciones complejas del pozo, como pozos altamente desviados u horizontales, lo que hace prácticamente imposible el uso de la línea de acero. Se deba garantizar la obtención de los datos, ya que siempre existe el
TRANSMISIÓN DE DATOS EN TIEMPO REAL. •
Es un sistema de transmisión de datos el cual, mediante ondas electromagnéticas, transmite en tiempo real los datos del fondo del pozo de presión y temperatura hacia la superficie. Este tipo de sistema de telemetría es capaz de transmitir a pesar de la presencia de otras fuentes de energía como fuerzas magnéticas, eléctric el éctricas as o acústic acústicas. as.
TRANSMISIÓN DE DATOS EN TIEMPO REAL. •
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Entre las principales ventajas de este tipo de sistema si stema se tiene: Ahorros significativos en tiempos de operación: La transmisión de datos se realiza en tiempo real. Detección temprana de posibles problemas: Como el movimiento de los fluidos y el comportamiento de la presión son monitoreados en tiempo real, problemas con la operación o ensamble de la herramienta, mal sello de los empacadores pueden detectarse y rectificarse antes que la prueba continúe.
Por: Amairani Martínez Delgado
ESFUERZOS IN-SITU Son aquellos que actúan en la roca durante mucho tiempo y en el mismo lugar. Las formaciones se clasifican en: Región Normalmente Estresada Regiones Tectónicamente Estresadas •
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REGIÓN NORMALMENTE ESTRESADA Es aquella en la cual el máximo esfuerzo in-situ es vertical y es igual al esfuerzo de sobrecarga (Overburden). Para formaciones bien compactadas y cementadas, el esfuerzo de sobrecarga varía linealmente con la profundidad. En cuencas sedimentarias que aún están sometidas a procesos de compactación el gradiente de sobrecarga varía con la profundidad.
REGIONES TECTÓNICAMENTE ESTRESADAS Incluyen aquellas que no fueron consideradas en las regiones normalmente estresadas. Las regiones tectónicamente activas con frecuencia son asociadas a áreas que presentan fallas activas, domo salino o que se presentan en las estribaciones de las montañas.
ESFUERZOS IN-SITU Se dividen en: Esfuerzo Vertical Esfuerzo Horizontal Orientación y Magnitud •
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ESFUERZO VERTICAL
Es un esfuerzo gravitacional y aumenta con la profundidad debido al peso de sobrecarga. Se puede calcular directamente multiplicando la unidad de peso por la profundidad o como la sumatoria de la densidad de cada capa por su respectivo espesor.
Esfuerzo Horizontal Es perpendicular al esfuerzo vertical.
ORIENTACIÓN Y MAGNITUD El estado de esfuerzos in-situ en una zona especifica generalmente reflejada la densidad de la formación, la historia de los movimientos tectónicos, los esfuerzos térmicos y residuales en la región.
ESTIMACIÓN DE ESFUERZO IN-SITU •
Ante la ausencia de otra información, estimar el esfuerzo vertical como litoestático Requiere conocer profundidad de la excavación y densidad del material sobrepuesto. Relación esfuerzo vertical vs. Profundidad (sv= g z) actúa bien en promedio, pero hay •
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MODELAMIENTO TÍPICO •
Estimar esfuerzos horizontales con las curvas empíricas KH = σH / σv Inferir las direcciones principales a partir de otras informaciones regionales Medir esfuerzos para confirmar estimaciones preliminares. Relación de esfuerzos horizontal vs. vertical dada por la teoría elástica solo tiende a cumplirse a altas profundidades. –
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ANALISIS DE ESFUERZOS
ESFUERZOS QUE AFECTAN LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO •
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Presion externa (colapso) ● Presion interna ● Tension ●
PRESION EXTERNA(COLAPSO) La falla por colapso se origina por el aplastamiento de una tubería por una carga de presión. Esta actúa sobre las paredes externas de la tubería y es superior a su resistencia. La falla por colapso de una tubería es una de las causas más comunes de falla en las tuberías colocadas en un pozo y en un fenómeno complejo de predecir.
FACTORES DE LOS QUE DEPENDE UNA FALLA POR COLAPSO •
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Cendencia del material La geometría tubular Imperfecciones
PRESIÓN INTERNA En este caso la presión interna crea una falla por estallamiento, esta falla es una condición mecánica que se genera por la acción de cargas de presión actuando en el interior de la tubería. Esta es la presión que ejercen los hidrocarburos por dentro de la tubería al tratar de liberarse
TENSIÓN La tensión es la condición mecánica (tensionada) de una tubería que puede ocasionar la falla o fractura de la misma. Se origina por la acción de cargas axiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del cuerpo del tubo.
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Mantener un poso estable es uno de los principales retos al perforar un pozo. Los estudios indican que los sucesos imprevistos relacionados con la inestabilidad del pozo representan más del 10% de los costos del pozo, Con un costo anual para la industria estimado en más de 1000 millones de dólares. Previene ir la estabilidad de las zonas con Lutitas es muy importante para cada fase de la industria de fluidos de perforación, desde los esfuerzos de investigación y desarrollo hasta la implementación en el campo por el ingeniero de los dos. Nuevas tecnologías están siendo desarrollados y aplicadas continuamente, mientras que las tecnologías anteriores son perfeccionadas.
INESTABILIDAD: •
La inestabilidad del pulso es causado por un cambio radical del esfuerzo mecánico y de los ambientes químicos y físicos durante la perforación, exponiendo en la formación al lodo de perforación. Tal inestabilidad del pozo suele ser indicada por Lutitas derrumbables, resultando en ensanchamiento del pozo, puentes y relleno.
CONCECUENCIAS: •
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Las consecuencias más comunes son la pegadura de la tubería, desviaciones del pozo, dificultades relacionadas con los registros y su interpretación, dificultades en la recuperación de núcleos laterales, dificultades al mantener la tubería de revestimiento, cementaciones de la mala calidad, Y la pérdida de circulación. Todas esto resulta en mayores costos, la posibilidad de perder parte del pozo o el poso entero, o una producción reducida.
LA INESTABILIDAD DEL POZO ES CAUSADA POR: •
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Esfuerzo mecánico interacciones perforación.
químicas
con
el
fluido
de
Interacciones físicas con el fluido de perforación.
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Es sumamente importante que el ingeniero de fluidos de perforación entienda la inestabilidad de la Lutita Y del pulso para poder evaluar una situación con habilidad y que ponga en práctica un plan de medidas remediadoras. Se requiere un enfoque sistemático que integre varias disciplinas para evaluar y remedia la inestabilidad del pozo, es decir que la pericia de un ingeniero de los dos no se limite a los fluidos de perforación. Si requiere un buen conocimiento práctico de todos los aspectos de la operación, así como antecedentes básicos en mecánica ahí geofísica, y químicas de agua y arcillas, varias causas posibles deben ser evaluadas para resolver la inestabilidad del puso estas condiciones interrelacionadas será posible determinar el modo de falla más probable y aplicar una respuesta apropiada para resolver
CONDICIONES MECÁNICAS: •
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1. Problemas de limpieza del pozo. 2. Daños causados por impactos físicos. 3. Erosión del pozo. 4. Pesos del logo y presiones polares. 5. Presión de surgencia y pistoneo.
CONDICIONES QUÍMICAS: •
1. Reactividad de la formación quebradiza.
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2. Compatibilidad química del sistema de lodo.
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3. Posible disolución del material del pozo.
Geopresiones Presión de Formación Presión de Poro Anormal Normal
Presión de sobrecarga
Mediciones durante la perforación Presión de Fractura
Suma de la P de los granos + la P de los fluidos
MWD LWD
DETERMINACIÓN DE ESFUERZOS IN-SITU
Actúan en la roca durante mucho tiempo y en el mismo lugar.
Clasifican: Región Normalmente Estresada Regiones Tectónicamente Estresadas
Análisis de Esfuerzos
ANÁLISIS DE ESTABILIDAD DEL AGUJERO
Factores que afectan a la tuberia
La inestabilidad del pozo es causada por:
Presión externa (colapso)
Esfuerzo mecánico
Presión interna
Interaccio nes físicas con el fluido de
