UNIVERSIDAD MAYOR REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA FACULTAD DE TECNOLOGIA
ING.PETROLEO Y GAS NATURAL
Materia
: PERFORACION II (PGP211)
Titulo de la Práctica
: Gradientes
Universitario
: Choque Yucra Alexander
Docente
: Ing.Jhon Alex Leon Seno
Sucre-Bolivia
PRESIÓN HIDROSTÁTICA Un fluido pesa y ejerce presión sobre las paredes sobre el fondo del recipiente que lo contiene y sobre la superficie de cualquier objeto sumergido en él. Esta presión, llamada presión hidrostática, provoca, en fluidos en reposo, una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente o a la superficie del objeto sumergido sin importar la orientación que adopten las caras. Si el líquido fluyera, las fuerzas resultantes de las presiones ya no serían necesariamente perpendiculares a las superficies. Depende de la densidad del líquido en cuestión y de la altura a la que esté sumergido el cuerpo y se calcula:
Donde, usando unidades del SI, es la presión hidrostática (en pascales); es la densidad del líquido (en kilogramos sobre metro cúbico); es la aceleración de la gravedad (en metros sobre segundo al cuadrado); es la altura del fluido (en metros). Un liquido en equilibrio ejerce fuerzas perpendiculares sobre cualquier superficie sumergida en su interior es la presión atmosférica
También se puede decir que es la presion ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de área. No importa cuál sea el área de la sección de la columna y se expresa de la siguiente manera: Ph = pD/10 {kg/cm²} La presión hidrostática es afectada por:
Contenido de sólidos. Gases disueltos.
Figura presión hidrostática La diferencia de gradientes de temperatura del fluido.
PRESIÓN DE SOBRECARGA Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera. S = peso matriz rosca + peso fluido intersticial S = (1 - ø) P R g D + P f g D
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GRADIENTE DE SOBRECARGA GSC = (1 – ø) P R + ø P R Donde: GSC = Gradiente se sobrecarga (gr/cm³) ø = Porosidad promedio de las formaciones encima de la profundidad del punto de interés (%) PR = Densidad promedio de las rocas encima del punto de interés (gr/cm³) Puesto que la porosidad no disminuye en forma lineal con la profundidad bajo una compactación normal de sedimentos, entonces el gradiente de sobrecarga únicamente se incrementa con la profundidad, pero no en forma lineal. Un valor promedio del gradiente de sobrecarga es 0.231 kg/cm²/m, que corresponde a una densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm³. El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro y debe calcularse para cada zona especial. Para calcular la presión de sobrecarga se deben leer datos del registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca varía linealmente entre dos profundidades, así como determinar la densidad promedio. La presión de sobrecarga podría aproximarse así: S = 0.231 kg/cm²/m
PRESIÓN DE FORMACIÓN La presión de formación es aquella a la que se le encuentran confinados los fluidos dentro de la formación. También se le conoce como presión de poro. Las presiones de formación o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para su planeación. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varían entre 1.02 y 1.14 gr/cm³. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir TR´s adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo origen pueden ser: factores geológicos, técnicos o yacimientos depresionados para su explotación. Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la presión hidrostática de los fluidos de formación. Considerando una capa de sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que más y más sedimentos se agregan encima de la capa, el peso adicional los compacta. Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por compactación. Mientras éste proceso no sea interrumpido y el agua superficial permanezca continua con el mar arriba, la presión dentro de la formación se dice que es normal o hidrostática. A la presión de formación generalmente se le llama gradiente de presión. Estrictamente no lo es: Ya que el gradiente de presión se obtiene dividiendo la presión de formación entre la profundidad. Sus unidades serán kg/cm²/m ó lb/pg²/pie. Sin embargo en la perforación se ha hecho costumbre utilizar densidades como gradiente. Si los fluidos de formación son agua dulce, el gradiente normal gn = 1.00 gr/cm³ = 0.1 kg/cm²/m = 0.433lb/pg²/pie. El gradiente normal en el subsuelo varía entre las diferentes provincias geológicas, debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades variables de sólidos disueltos y gas, y están sujetos a diferentes temperaturas y presiones. Por esto mismo en regiones costeras, el fluido de la formación es agua que contiene aproximadamente 80,000 ppm de cloruro (agua salada), con una densidad de 1.07 gr/cm³ (8.91 lb/gal), que es el gradiente más terrestre, se ha observado que los gradientes (8.18 a 8.83 lb/gal) que es el gradiente normal aceptado para regiones costeras. En zonas terrestres, se ha observado que los gradientes de presión normal varían de 0.98 a 1.06gr/cm³ (8.18 a 8.83 lb/gal). Debido a que en muchas de éstas áreas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones el gradiente normal se define como un valor igual al del agua dulce. Esto es gn = 1.0 gr/cm³ (8.33 lb/gal) para zonas terrestres. Una forma práctica y sencilla para describir las presiones anormales, o sea aquellas en las cuales el fenómeno hidrostático se interrumpió, es como sigue: P a = 0.1 x g n x Prof. + Δ p Donde: Pa = Presión anormal de formación (kg/cm²) Δp = Incremento de presión (kg/cm²)
Pa = g a x Prof. Donde: ga = Gradiente de presión anormal (kg/cm²/m). En la figura puede compararse del gradiente de presión anormal ga con el de presión normal y el subnormal gsn.
Las presiones de formación pueden ser:
Normales. Cuando son iguales a la presión hidrostática ejercida por una columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. El gradiente de presión normal es igual a 1.07 gr/cm³ (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00 gr/cm³ (8.33 lb/gal) en áreas terrestres. Subnormales. Cuando son menores a la normal, es decir a la presión hidrostática de la columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie.
Anormales. Cuando son menores a la presión hidrostática de los fluidos de formación. Las presiones anormales afectan el programa de perforación del pozo en muchos aspectos, dentro de los cuales se tienen:
La selección del tipo y densidad del lodo. La selección de las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento. La planeación de las cementaciones. Además, deberán de considerarse los siguientes problemas que se pueden derivar de las altas presiones: Brotes y reventones. Pegaduras de las tuberías por presión diferencial. Pérdida de circulación por usar lodos densos.
Derrumbes de lutita.
PRESIÓN DE FRACTURA Es la fuerza por unidad de área necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia de las rocas. La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de comprensión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga).
Es la presión que rebasa la presión de formación originando una falla mecánica que se presenta con la pérdida del lodo hacia la fractura. Aunque los términos presión de fractura y gradiente no son técnicamente los mismos, a menudo se emplean para designar lo mismo. La presión de fractura se expresa como un gradiente en kg/cm²/m (lb/pg²/pie) o en kg/cm² (lb/pg²). Graficas o tablas están basadas en estas unidades. Los gradientes de fractura usualmente se incrementan con la profundidad
El método para determinar el gradiente de fractura, en el campo es el que se denomina ―Prueba de Goteo‖, el cual se expone en otro módulo del manual.
PRESIONES DE FORMACION FORMACIÓN CON PRESIÓN NORMAL Es aquella que se puede controlar con fluido de densidad de agua salada. La densidad del fluido requerido para controlar esta presión es el equivalente a un gradiente de 0.100 a 0 .107 kg/cm²/m. Para conocer la ―normalidad‖ o
―anormalidad‖ de las presiones en cierta área; se deberá establecer el gradiente
del agua congénita en las formaciones de esa región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México se tiene un gradiente de 0.107 kg/cm²/m (100,000 ppm de cloruros).
FORMACIÓN CON PRESIÓN SUBNORMAL Es aquella que se puede controlar con un fluido de densidad menor que la del agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100 kg/cm²/m. Una posible explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otras vías del yacimiento, causando su depresionamiento.
FORMACION CON PRESION ANORMAL Es aquella en que la presión de formación es mayor a la que se considera como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224 kg/cm²/m Estas presiones se generan usualmente por la comprensión que sufren los fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores. Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal forma que los fluidos contenidos en dicha formación no pueden escapar, soportando éstos, parte de la presión de sobrecarga. Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son: Datos de sismología Parámetros de penetración Registros geofísicos
METODOS PARA EL CALCULO DE PRESIÓN DE FRACTURA Existen varios métodos para calcular los gradientes de fractura de la formación, propuestos por los siguientes autores: Hubert y Willis Mathews y Kelly
Eaton
PREDICCIÓN DEL GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA POR EL MÉTODO EATON. Se ha tenido conocimiento que la presión de fractura, es la presión necesaria para vencer la presión de formación y la resistencia matricial de la roca. Esta resistencia que opone una roca a ser fracturada, depende de la solidez o cohesión de la misma y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesión de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y que la mayoría de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga total). La importancia de una densidad del fluido de perforación suficiente para evitar brotes es evidente. Pero es igualmente importante tomar las mismas precauciones en el sentido opuesto, es decir, evitar densidades excesivas del lodo, que podrían inducir o extender fracturas en algunas de las formaciones más superficiales o débiles. La pérdida total de lodo en la formación, además de ser muy costosa, reduce la presión hidrostática y se puede tener un brote o reventón. Uno de los investigadores que se dedicó al estudio de calcular el gradiente de fractura de las formaciones fue Ben A. Eaton, que propuso el uso de la siguiente fórmula para su cálculo:
Donde: F = Gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/m Gf = Gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m. D = Profundidad del pozo, en m o pies (Para la gráfica). s = Relación de Poisson. S = Presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2 D S =
Valor localizado en la gráfica 1.1 s = Valor localizado en la gráfica 1.2. El gradiente de presión de formación, se puede utilizar por medio de la información de los registros de pozos o al relacionarla con datos de otro pozo cercano. Si desea realizar un cálculo práctico puede considerarse el normal de la formación.
Gráfica 1.1 Resistencia del gradiente de sobrecarga para todas las formaciones normalmente compactas de la Costa del Golfo. La fórmula tiene algunos cambios con respecto a la original, por el cambio de las unidades de conversión.
BIBLIOGRAFIA “Diseño de perforacion de pozos ”, Schlumberger” “MANUAL DE CAPACITACIÓN Y DESARROLLO DE HABILIDADES EN ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS ”, PEMEX “Manual de fluidos de perforacion ”, ENERGY API, Instituto americano del petróleo. “Manual de perforacion”, “DATALOG”
