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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESIA UNIDAD TICOMÁN
PROCEDIMIENTOS QUE DETERMINAN LA DENSIDAD EQUIVALENTE DE CIRCULACIÓN CON BASE EN LAS
GEOPRESIONES
TRABAJO PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO PETROLERO
PRESENTA OMAR KARIM LOBATO GONZALEZ
ENRIQUE DOMINGO ARZANI BACRE
DIRECTOR DE TRABAJO QUIM. ROSA DE JESUS HERNANDEZ ALVAREZ
Ciudad de México, 2019
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Agradecimientos – Enrique Arzani Bacre Agradezco a mis padres Enrique Domingo Arzani Ibáñez y Claudia Elena Bacre
Méndez por el apoyo incondicional brindado durante estos años de carrera, por su
cariño y por sus consejos, por apoyarme en algunas locuras o hacerme dar cuenta
de mis errores, sin ellos esto no sería posible.
Agradezco a mi hermana Victoria, que cuando no era una molestia, era una buena
roomie y amiga.
Agradezco a mis amigos por estar presentes en todo momento, así fuera en las
fiestas o en las clases, tuvimos grandes momentos que atesorare en mi memoria
por siempre.
Y a toda la gente que ha sido parte de mi camino durante estos cuatro años, cada
uno me aportó alguna enseñanza o anécdota en esta gran aventura.
Agradecimientos – Omar Karim Lobato González Agradezco a mis padres Ernel Lobato del Ángel y Carlota Julieta González Pérez,
por estar apoyándome todo momento, orientarme en mis decisiones y siempre
buscar lo mejor para mi. Les agradezco por brindarme la oportunidad de tener una
educación de calidad y siempre estar al pendiente de mis estudios y mis
responsabilidades como estudiante.
Agradezco a mis hermanas Grecia Estefani Lobato González y Mildred Nayeli
Lobato González, por estar siempre presentes cuando las he necesitado y cuando
no, por siempre orientarme en cuanto al camino a seguir para mi vida profesional y
personal.
Agradezco a mis amigos de la universidad, por apoyarme cuando los necesite en lo
personal y en lo académico, por siempre apoyar y motivar a seguir adelante con la
universidad y hacer de ella un poco menos complicada.
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Índice
Resumen. 8 Objetivo General. 10 Objetivos Específicos. 10 Justificación. 10 Introducción. 11 Capítulo 1: Densidad equivalente de circulación (DEC). 12 1.1 Generalidades. 12
1.2 Factores que determinan la problemática de un mal diseño de la DEC.
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1.3 Problemáticas 17 1.3.1 Perdidas de circulación. 17 1.3.2 Factores que afectan la pérdida de circulación. 18 1.3.3 Consecuencias de las pérdidas de circulación. 26 1.3.4 Soluciones a las pérdidas de circulación. 29 Capítulo 2: Geopresiones. 31 2.1 Hidrostática. 32 2.2 De formación. 32 2.3 Fractura. 33 2.4 Sobrecarga. 34 2.5 Anormales. 35 Capítulo 3: Ventana operativa. 37 3.1 Definición. 37
3.2 Registros geofísicos empleados para su diseño. 38 3.2.1 Gamma Ray. 38 3.2.2 De densidad. 39 3.2.3 Geométrico del pozo (Caliper). 40 3.2.4 Sónico. 42
Capítulo 4. Métodos Matemáticos para generar el modelo de geopresiones.
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4.1 Introducción. 43
4.2 Hubbert y Willis. 43
4.3 Matthews y Kelly. 45
4.4 Método de Eaton. 47
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Capítulo 5: Aplicación de la Densidad equivalente de Circulación (DEC) en un pozo ejemplo, basado en el análisis de registros geofísicos.
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5.1 Introducción. 53 5.2 Procedimiento. 53 5.3 Análisis de resultados. 81 5.4 Conclusiones. 82
Índice de figuras y tablas. 83 Referencias. 85
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Resumen General En este trabajo se exponen las diferentes propiedades en las rocas sedimentarias,
ya que están estrechamente relacionadas con la calidad de los yacimientos y los
tipos de rocas que pueden albergar combustible fósil, así mismo se exponen el
conjunto de presiones que se tiene en las formaciones a lo largo de la construcción
del pozo productor hasta el yacimiento.
Se habla también de los registros geofísicos de pozo, los cuales son una
representación gráfica de una propiedad física de una roca o formación, que se mide
en función de la profundidad. La obtención de éstos se realiza a partir de una
herramienta de registros recorre la trayectoria del pozo y con ayuda de un equipo
superficial, es posible traducir la información enviada por la herramienta a través de
un cable, dicha información se registra en una cinta magnética o película fotográfica.
Para demostrar La aplicación de los procedimientos mostrados del presente
trabajo se realizó en un problema de aplicación, utilizando como ejemplo un pozo
problema “Pozo IPN 101”, se realizan los cálculos de sobrecarga a través del
método densidad de grano, el cálculo del gradiente de formación por medio del
método de Eaton, y el cálculo del gradiente de fractura por medio de los dos
métodos, el método Eaton y Mathews y Kelly de manera de comprobación y por
último se realizará el procedimiento para presentar la ventana operativa.
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Abstract
In this work the different properties in the sedimentary rocks are exposed, since they
are closely related to the quality of the deposits and the types of rocks that can harbor
fossil fuel, likewise exposes the set of pressures that exists in the formation from a
deposit to a producer well.
There is also talk of geophysical well logs, which are a graphic representation of a
physical property of a rock or formation, which is measured as a function of depth.
The obtaining of these is done from a tool that goes through the path of the well and
with the help of a surface equipment it is possible to translate the information sent by
the tool through a cable, this information is recorded on a magnetic tape or film
photographic
At the end an application problem was made, using as an example a "IPN 101 well"
problem, overload calculations are performed through the grain density method, the
calculation of the formation gradient by means of the Eaton method, and the
calculation of the fracture gradient by means of the two methods, the Eaton and
Mathews and Kelly method in order to check and finally the procedure to present the
operative window will be performed.
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Objetivos generales Verificar que el diseño de la ventana operativa propuesto es válido, a través de la
comparación con el resultado que se obtenga mediante tres modelos diferentes de
cálculo de geopresiones.
Objetivos específicos ● Conocer la base de los conceptos que involucran la obtención del cálculo de
la densidad equivalente de circulación.
● Entender la importancia de la estabilidad del pozo durante la perforación.
● Comprender a detalle los métodos para la obtención de DEC
Justificación Este trabajo es una guía para que las personas involucradas en la perforación de
pozos puedan optimizar sus operaciones, se exponen los cálculos necesarios para
definir la densidad de lodo equivalente que se usa durante la perforación del pozo a
partir de la ventana operativa y con base en la obtención de geopresiones y corridas
de registro en las formaciones.
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Introducción Para poder definir que es la Densidad Equivalente de Circulación (DEC) el cual
es un parámetro importante para evitar problemáticas en la estabilidad del pozo. Se
basa en un modelo de geopresiones el cual se construye a partir de tres gradientes:
gradiente de sobrecarga, presión de poro y de fractura. La metodología para obtener
estos gradientes empieza con la información recolectada de los pozos de correlación
(geológica, registros de pozo y eventos durante la perforación). Para estimar el
gradiente de sobrecarga es necesario contar con información de la densidad de la
formación; para estimar el gradiente de formación se requiere información de
registros de rayos gamma para definir las formaciones que se encuentran en el
subsuelo y posteriormente efectuar los cálculos. Para la calibración de este
gradiente se deben considerar las pruebas de formación realizadas, los eventos
durante la perforación y las densidades utilizadas. Por último, el gradiente de fractura
se construye mediante el método de esfuerzo mínimo, y su calibración se efectúa
con pruebas de goteo y eventos presentes durante la perforación.
Cuando se programa la perforación de un pozo es necesario conocer las presiones
de formación y las propiedades petrofísicas de la roca, para así determinar
la ventana operativa, también conocida como ventana de peso de lodos (mud weight
window). La ventana operativa dicho en términos sencillos no es más que el rango
permisible de densidad o peso de lodo requerido para no comprometer la estabilidad
del pozo, mientras que la densidad equivalente de circulación (equivalent circulating
density, ECD) es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la
formación que tiene en cuenta la caída de presión en el espacio anular.
Para convertir la presión (pressure) a peso equivalente de lodo (equivalent mud
weight, emw) básicamente empleamos las mismas fórmulas que para el cálculo de
la presión hidrostática.
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Los diseños de pozos están limitados por la variación tanto de la presión de poro y
gradientes de fractura a lo largo de la profundidad del pozo. Cada sección del agujero
está diseñada de tal manera que el perfil de presión dentro del agujero en cualquier
momento durante la perforación no excederá el perfil de presión de fractura en
cualquier punto a lo largo de esa sección.
La etapa más importante en el diseño de la ventana operativa se encuentra en una
buena elección de la línea base de lutitas, ya que de ella dependen los resultados
que se obtengan en los valores de gradientes de presión de formación (poro),
fractura y sobrecarga. Tomando en cuenta esta premisa, se pueden obtener diversos
modelos de ventana operativa para un solo pozo, ya que el resultado dependerá en
gran magnitud del conocimiento que tenga el analista de la zona a perforar y de su
experiencia.
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Capítulo 1: Generalidades de la densidad equivalente de circulación.
1.1 Generalidades
Densidad equivalente de circulación (DEC)
Definición: la densidad equivalente de circulación representa la densidad del lodo
que puede determinar la presión hidrostática en el fondo del pozo, la cual es igual a
la presión cuando comienza la circulación. Es decir, es la presión que siente el fondo
del pozo cuando el lodo está circulando. y las unidades de medida que se emplean
son [ppg].
Figura 1. Recorrido del lodo.
Cuando se perforan en formaciones permeables y con lodo balanceado, apagando
las bombas la pérdida de carga anular cesa y esto puede dar como resultados que
fluidos de formación entren al pozo. Conociendo la DEC podemos evaluar el
incremento de la densidad del lodo necesario para evitar el fenómeno de un kick o
surgencia.
Los cambios de presión al igual que el incremento de presión en el fondo del pozo
debido a la circulación (DEC), son considerados como el resultado del movimiento
inducido del lodo, y de las pérdidas de presión por fricción resultantes, al introducir
o sacar la tubería.
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La DEC es un parámetro importante para evitar pérdidas, particularmente en los
pozos que tienen una estrecha ventana entre el gradiente de fractura y el gradiente
de presión de poro.
Dado que la fricción agrega presión al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente
de circulación (DEC) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la
presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una
formación permeable está casi en balance por efecto de la DEC, el pozo puede fluir
cuando la bomba se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se perfora
pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presión en el anular,
con la que se puede determinar la DEC.
1.2 Factores que determinan la problemática de un mal diseño de la DEC.
• Densidad del lodo: La densidad del lodo afecta la densidad equivalente de
circulación, por que a mayor densidad del lodo mayor DE C, y puede existir
el caso de que el DEC sobrepase la presión de fractura ocasionando daño a
la formación. Una densidad muy alta de lodo también reduce las RPM del
trépano y se necesita un mayor esfuerzo de parte de la bomba.
• Pérdidas de presión en el espacio anular: Dado que la fricción agrega
presión al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente de circulación (DEC)
aumenta en el fondo.
• Geometría del agujero, viscosidad efectiva, temperatura, presión, gasto o tasa de bombeo: La geometría del pozo es un factor importante al
momento de la limpieza del pozo, ya que un pozo con una geometría regular
ayuda a la limpieza del pozo y por ende a una mejor remoción de los recortes
de perforación, por tanto, la DEC no aumentará en gran medida.
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• Velocidad de penetración y tamaños de los recortes: Cuando hay un
incremento de penetración, hay un aumento de recortes de formación y que
junto con el tamaño de los recortes aumentan la DEC, al aumentar las
velocidades de penetración, hay que tener en cuenta que nuestra presión de
fondo de pozo aumentará debido al aumento de recortes.
• Eficiencia de la limpieza del agujero: Una mala limpieza del agujero
conlleva a una acumulación de recorte de perforación en el fondo del pozo, y
por ende al aumento de la DEC, esto también depende del flujo del fluido de
perforación y sus propiedades reológicas. Como podemos observar en el
gráfico.
Figura 2. Limpieza del agujero.
• Litología de la formación Dependiendo del tipo de litología, se determina el
tipo de fluido para perforar, aquellas formaciones poco consolidadas, bastante
falladas , con estructuras geológicas complejas ocasionan la necesidad de
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calcular la DEC para que no sobrepase la presión de fractura y que sea
ligeramente mayor a la presión de formación.
● La DEC excesivo puede causar pérdidas al exceder el gradiente de fractura
de un pozo. Es importante optimizar las propiedades reológicas para evitar la
DEC excesiva.
● Cuando la DEC es demasiado bajo, la presión de poro provoca amagos de
reventón. Al aumentar la densidad del lodo se puede controlar el pozo, pero
si el margen entre presiones es estrecho, se debe colocar un revestidor para
acomodar el lodo más pesado.
● Presión de fractura > DEC > presión de fractura
• % de sólidos en el lodo
• Filtración del lodo
• La floculación
Un aumento en el % de solidos, un aumento en el filtrado de lodo puede ocasionar un lodo floculado, el cual tendrá y ejercerá una presión mayor en el fondo del pozo, y por
ende una mayor DEC.
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Figura 3. Ventana Operativa
Determinación de la densidad equivalente de circulación.
La densidad equivalente de circulación, DEC, la podemos obtener de la siguiente
forma:
𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷 = 𝑝𝑝𝑓𝑓 +0.704 ∗ Δ𝑃𝑃𝐸𝐸𝐸𝐸
𝐻𝐻
Donde:
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- 𝑝𝑝𝑓𝑓: Densidad del fluido en el espacio anular, [gr/cm3]
- ΔPEA: Caída de presión por fricción en el espacio anular, [psi]
- H: Profundidad vertical, [m]
- DEC: Densidad equivalente de circulación, [gr/cm3]
1.3 Problemáticas de las pérdidas de circulación.
1.3.1 Pérdidas de circulación. La reducción o la ausencia total del flujo de fluidos por el espacio anular cuando se
bombea fluido a través de la sarta de perforación. Si bien las definiciones de los
diferentes operadores varían, esta reducción del flujo puede clasificarse
generalmente como filtración (menos de 20 bbl/hr [3 m3/hr]), pérdida de circulación
parcial (más de 20 bbl/hr [3 m3/hr] pero aún con ciertos retornos), y pérdida de
circulación total (cuando no sale fluido del espacio anular). En este último caso
severo, puede suceder que el pozo no permanezca lleno de fluido aunque se cierren
las bombas. Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna
de fluido se reduce y la presión ejercida sobre las formaciones abiertas se reduce.
Cuando el lodo no retorna a la superficie después de haber sido bombeado a un
pozo. La pérdida de circulación se produce cuando la barrena de perforación
encuentra fisuras, fracturas o cavernas naturales y el lodo fluye dentro del nuevo
espacio disponible. La pérdida de circulación también puede ser causada por la
aplicación de más presión de lodo (es decir, perforación sobrebalanceada) sobre la
formación de lo que ésta es suficientemente fuerte como para resistir, abriendo así
una fractura hacia la que el lodo fluye.
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1.3.2 Factores que afectan las pérdidas de circulación.
La pérdida de circulación de fluido constituye un peligro conocido durante las
operaciones de perforación y cementación en yacimientos de alta permeabilidad,
zonas agotadas, y en formaciones débiles o naturalmente fracturadas, vugulares o
cavernosas. La circulación puede deteriorarse incluso cuando las densidades de los
fluidos se mantengan dentro de los márgenes de seguridad habituales. Detener las
pérdidas de circulación antes de que estén fuera de control es crucial para el logro
de operaciones seguras y rentables desde el punto de vista económico.
En general la pérdida de circulación podemos clasificarla como:
Tipo de pérdida Severidad de la pérdida
Filtrado Menos de 1.5m3/h (10 bbl/g)
Pérdida de circulación parcial Más de 10 bbl/h, pero con cierto retorno de
fluidos
Pérdida de circulación total No retorna ningún fluido por el espacio anular Tabla 1. Grados de pérdidas de circulación
En el último caso extremadamente severo, el pozo quizás no retenga una columna
de fluido aunque se detengan las bombas de circulación.
Si el pozo no permanece lleno de fluido, la altura vertical de la columna de fluido se
reduce y la presión ejercida sobre la formación expuesta disminuye. En
consecuencia, otra zona puede fluir dentro del pozo mientras la zona de pérdida
primaria está admitiendo fluido. En casos extremos, puede producirse la pérdida del
control del pozo, con consecuencias catastróficas.
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Indicadores de pérdida de circulación
Formaciones no-consolidadas:
● Pérdida gradual y continua
● Retornos parciales
● El espacio anular se mantiene con bombas paradas, pero desciende al
desahogar la presión La pérdida aumenta al intentar reiniciar la circulación
● Un período de espera puede solucionar el problema
Formaciones con fracturas naturales:
● La pérdida puede pasar de gradual a total
● Puede ocurrir después de un cambio brusco de formación
● Generalmente ocurre a profundidades medias
● El problema se incrementa al intentar reiniciar la circulación
Formaciones cavernosas
● Pérdida repentina y total
● Disminuye el peso sobre la barrena al perder peso la sarta por flotabilidad
● La barrena cae varios pies antes de encontrar de nuevo la formación
Fracturas inducidas
● Frecuentemente suceden en formaciones de lutitas a cualquier profundidad
● La fractura ocurre principalmente por debajo de la zapata
● Generalmente se fractura al intentar romper circulación con alta presión
después de un viaje de tubería
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Figura 4. Esquema de fracturas
Mientras se está perforando las primeras evidencias de que está ocurriendo una
pérdida de circulación son que disminuye el flujo en la línea de retorno, disminución
en el nivel en los tanques de lodo, cambios en la presión de la bomba, disminución
del fluido del espacio anular al parar las bombas.
También al realizar viajes podremos encontrar evidencias visibles de la pérdida de
circulación, al sacar la sarta el agujero toma más fluido del que debe tomar, al meter
la sarta desplaza menos fluido del que debe desplazar.
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Factores que afectan la pérdida de circulación Existen muchos factores que originan pérdidas de circulación en el agujero, cada
uno de estos está relacionado con el tipo de formación que se está perforando, las
condiciones del agujero y la presión que ejerce la columna del fluido de perforación.
Los tipos de formaciones o condiciones en el subsuelo que pueden ocasionar o son
susceptibles de generar una pérdida de circulación en el pozo se clasifican en cuatro
categorías:
Fracturas Naturales o Intrínsecas
Son aquellas creadas por los esfuerzos tectónicos, y los diferentes eventos
geológicos ocurridos en una determinada zona. Se manifiestan por una
discontinuidad que rompe los estratos de las rocas en bloques por medio de grietas
o fisuras que pueden permitir el paso de los fluidos que se encuentran en el pozo
Fracturas Creadas o Inducidas Son aquellas producidas durante las operaciones de perforación y/o terminación con
el fin de estimular la formación para mejorar la producción (fracturamiento hidráulico
y acidificación). Adicionalmente, muchas fracturas han sido creadas al tratar de
mantener el peso de la columna hidrostática en el agujero por lo que esta operación
también puede crear fracturas en la formación si se excede la densidad necesaria
para mantener las paredes del agujero. Las fracturas inducidas o creadas se
distinguen de las fracturas naturales principalmente por el hecho de que la pérdida
del fluido de perforación hacia fracturas inducidas requiere la imposición de presión
de una magnitud suficiente para romper o abrir una parte de la formación.
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Fracturas Cavernosas
Las fracturas creadas en zonas cavernosas están generalmente relacionadas con
formaciones volcánicas o de carbonatos (caliza y dolomía). Cuando estas
formaciones fisuradas son perforadas, la columna de fluido de perforación puede
caer libremente a través de la zona vacía creada por la fractura y producir
rápidamente la pérdida del fluido de perforación. Las formaciones cavernosas se
diferencian de las fracturas naturales e inducidas en que las cavernas son
probablemente el resultado de un fenómeno de disolución de la roca.
Pérdidas en Formaciones altamente Permeables o poco Consolidadas
Pueden tener una permeabilidad suficientemente alta para que el fluido de
perforación invada la matriz de la formación, y generar así la pérdida de circulación
de los fluidos del pozo. La alta permeabilidad también se encuentra frecuentemente
en las arenas, grava, y formaciones que fueron arrecifes o bancos de ostras.
En general para que ocurra la pérdida de fluido hacia las formaciones permeables
es necesario que los espacios intergranulares tengan suficiente tamaño para permitir
la entrada del fluido de perforación, y como en el caso de las fracturas naturales y
cavernosas, es necesario que exista una presión hidrostática que exceda la presión
de la formación. Solo así podrá ocurrir la invasión.
Formaciones poco profundas no consolidadas donde la permeabilidad de la roca
puede exceder 14 Darcys.
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Otras causas que pueden ocasionar fracturas y pérdidas de circulación
Paredes del agujero Homogéneas e Impermeables: Cuando estas condiciones están
presentes en un agujero la presión interna de los fluidos excede la fuerza de tensión
de la roca mientras que la formación genera una contrapresión sobre la columna
hidrostática para prevenir la falla por tensión.
Irregularidades en las paredes del Pozo:
Las irregularidades del pozo que pueden causar fracturas son las ranuras y
ensanchamientos con formas elípticas. La presión puede tender a fracturar la
formación en estas zonas de irregularidades. Para ello la presión del fluido de
perforación debe exceder la fuerza de la roca más la presión de sobrecarga. Planos
de fractura: Los fluidos de perforación pueden entrar a fracturas naturales, al permitir
que la presión generada por ellos actúe en dirección perpendicular a los planos de
fractura. Para que esto ocurra es necesario que la presión ejercida por el fluido
exceda la sobrecarga más la presión de fractura.
Zonas Permeables:
Los fluidos de perforación pueden entrar a zonas permeables, y crear fracturas al
ejercer presión en el medio poroso. Para que esto ocurra la presión impuesta en los
poros debe exceder la presión de sobrecarga más la presión necesaria para
sobrepasar los esfuerzos de la roca a través de los planos más débiles; tal como
ocurre en el caso de las irregularidades del pozo.
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Sistema Hidráulico Cerrado:
Cuando un pozo se cierra cualquier presión en superficie no solo incrementa la
presión en el fondo del agujero sino que también se incrementa la presión en las
paredes de la formación, lo que ocasiona que toda o parte de ella se encuentre en
un estado de tensión. En general, se puede decir que una o varias de estas
condiciones pueden estar presentes en un pozo, por ello cuando la presión alcanza
magnitudes críticas, se puede esperar que ocurran fracturas inducidas y pérdidas de
circulación en las zonas más frágiles.
Adicionalmente, es posible fracturar la formación y crear pérdidas de circulación
cuando la presión hidrostática creada por el fluido de perforación es más alta que la
presión necesaria para realizar las operaciones de perforación. La importancia de
mantener la presión ejercida por el fluido de perforación contra la formación dentro
de los límites establecidos radica en que si esto se logra las pérdidas de circulación
pueden ser prevenidas.
Se ha demostrado que la presión hidrostática de la columna de fluido puede ser
suficiente para fracturar la formación, es decir, en muchos casos no se necesita
imponer presión adicional para que ocurra la circulación del fluido de perforación
hacia la formación. Cuando la presión hidrostática está cercana al punto crítico
(presión máxima para controlar los fluidos de la formación) hay que considerar las
variables que pueden afectar la pérdida de circulación directa o indirectamente:
Propiedades de Flujo:
Los fluidos de perforación se comportan como fluidos plásticos y por lo tanto cuando
están bajo el régimen de flujo laminar cualquier reducción del valor del punto de
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cedencia reduce la presión mientras los volúmenes de flujo se mantienen
constantes.
Pérdida de Filtrado:
Un alto volumen de filtrado puede incrementar indirectamente la presión ejercida
contra la formación al crear un enjarre grueso que restrinja el flujo del fluido de
perforación en el espacio anular.
Inercia de la Columna del Fluido de Perforación:
Cuando se detiene la circulación del fluido de perforación por un tiempo
determinado, cualquier aplicación repentina de presión para comenzar nuevamente
la circulación puede imponer una presión innecesariamente alta en la formación
debido a la tixotropía en el fluido de perforación y a la inercia de la columna
hidrostática.
Grandes volúmenes de Circulación:
En muchos casos grandes volúmenes de circulación para remover cortes imponen
una presión excesiva en la formación. Sin embargo la misma eficiencia de remoción
de recortes se puede alcanzar sin temor de causar pérdidas de circulación si se
alteran las propiedades del fluido de perforación.
Ensanchamiento del agujero:
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Los ensanchamientos del agujero pueden reducir la velocidad del fluido de
perforación y permitir que los recortes se acumulen y se suspendan al punto de
aumentar la presión de surgencia.
Bajada de Tubería:
Una de las causas frecuentes de incremento de presión es la bajada rápida de la
tubería. Esto es lo que se conoce como presión de surgencia.
Una vez que la pérdida de fluido hacia la formación ha ocurrido, es posible identificar
y reconocer la zona en la que ha ocurrido el problema. Si las pérdidas se presentan
durante la perforación del agujero, vienen acompañadas de un cambio notable en la
velocidad de penetración y se debe evidentemente a fracturas naturales, fallas,
cavernosidad, fisuras o arenas y gravas de alta permeabilidad, ocurre un incremento
en la velocidad de penetración con un aumento en el torque y caída libre del kelly
(durante la perforación convencional), junto una pérdida instantánea en la
circulación.
Las pérdidas normalmente no están en el fondo fondo si se presentan durante un
viaje, perforando rápidamente o incrementando la densidad del fluido de perforación,
son obviamente el resultado de una fractura inducida, son el resultado de cerrar y
matar el pozo y por último, la carga en el espacio anular es tal que aumenta la
densidad aparente del fluido de perforación de retorno.
1.3.3 Consecuencias de las pérdidas de circulación. Cuando ocurre la pérdida de circulación, los fluidos de perforación se pierden en la
formación en lugar de regresar a la superficie para su recirculación en el pozo. En
consecuencia, la pérdida de circulación a veces se llama pérdida de retorno.
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Cuando el volumen de pérdida no es grande y retorna parcialmente la operación de
perforación puede continuar para evitar perder tiempo ya que el tiempo del equipo
generalmente es muy costoso. Sufrir la pérdida de fluidos de perforación es evidente,
pero aceptable.
Sin embargo, esto puede no ser siempre el caso. Cuando el volumen de pérdida es
demasiado grande (a veces no regresa al volumen más alto de la bomba), las
operaciones de perforación deben detenerse y no puede reanudarse hasta que la
pérdida ha sido detenida.
Con una presión hidrostática reducida, la formación puede colapsar, ocasionando
pérdidas de conjuntos de herramientas, reventones, y pega de tubería por presión
diferencial. El costo de restablecer el control de dicho pozo, si es posible, podría
estar en el rango de varios millones de dólares.
En el peor de los casos es cuando se pierde fluido a la formación, cae la altura de la
columna de lodo dentro del espacio anular y se reduce en consecuencia la presión
hidrostática. Esta caída de presión hidrostática puede permitir que entren al pozo
fluidos de otras formaciones. En este caso, el pozo está fluyendo a una profundidad
y perdiendo en otra. Los fluidos de formación pueden fluir entre los dos intervalos,
resultando en un reventón subterráneo. Este flujo incontrolable de fluidos bajo la
superficie es una situación muy crítica y muy difícil de resolver.
Aparte de la pérdida de material atribuible a la pérdida de circulación, resolver esta
problemática incurrirá significativamente en tiempo no productivo (NPT). Para
perforación en aguas profundas, el costo diario por un flotador en el Golfo de México
(GOM) es de millones de dólares. Un informe declaró que para perforación de pozos
en yacimientos de shale gas en el GOM, los tiempos no productivos (NPT)
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incidentales atribuibles a la pérdida de circulación por sí sola es superior al 12% y
aproximadamente el 25% de un presupuesto de perforación es para (NPT). Cuando
ocurre la pérdida de circulación, el impacto económico puede ser substancial.
Por esta razón, la perforación puede ser juzgada como imposible en áreas
consideradas a tener una ventana de seguridad de densidad del lodo estrecha. Por
lo tanto, el acceso a dichas reservas se considera que sea comercialmente no viable.
El incremento en los costos como resultado del tiempo que lleve resolver los
problemas y el costo del lodo perdido. Cambio en las propiedades del lodo, y
cambios en los volúmenes de flujo para controlar la pérdida de circulación pueden
reducir la eficiencia en la perforación, al gastar tiempo e incrementando el costo. La
Pega de tubería por presión diferencial en la zona de pérdida o por encima de ella,
debido a la ausencia de lodo en el espacio anular, son también consecuencias de la
pérdida de circulación.
Otros problemas como: colapso del agujero, atascamiento de tubería, imposibilidad
de controlar el agujero, pérdida de tiempo durante las operaciones de perforación,
daño a formaciones potencialmente productivas, arremetidas, reventones, derrumbe
excesivo de las formaciones y costos asociados son otros efectos que contribuyen
a hacer que el control y prevención de la pérdida de circulación sea considerado uno
de los problemas más importantes en la industria petrolera y uno de los sucesos que
más afecta la estabilidad del agujero. La magnitud del problema plantea la necesidad
de iniciar investigaciones que relacionen todos los aspectos considerados en la
pérdida de circulación, para así determinar soluciones efectivas y evitar las horas
improductivas durante las operaciones de perforación
29
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
1.3.4 Soluciones a las pérdidas de circulación.
● Estabilización mecánica del pozo: Al perforar zonas con pérdidas esperadas,
las tensiones pueden ser aliviadas mediante apuntalamiento y sellado de
microfracturas en la formación con el uso de productos para estabilización
mecánica de pozos. Conforme se inducen las fracturas, las mezclas de
partículas dimensionadas propagar la fractura; tapando la garganta de poro,
y luego sellando la punta de la fractura. Esto detiene de forma efectiva la
propagación de fracturas y la inestabilidad del pozo.
● Manejo del Ecd: Cuando se perfora a través de zonas agotadas en el entorno
de aguas profundas, contar con un fluido con una baja densidad equivalente
de circulación (ECD) es obligatorio para el manejo de ventanas de gradiente
de fractura muy estrechas, especialmente cuando se perfora un pozo de 9-
7/8", o más estrecho. El ECD es la densidad que refleja la presión que
realmente se impone en el pozo durante la circulación. Incluye el peso del
lodo, las presiones de fricción en el anular conforme circula el fluido, y por la
carga de los recortes durante la perforación. Se utilizan fluidos de baja ECD
ya que están diseñados para reducir al mínimo las pérdidas de presión, y
optimizar las velocidades de flujo.
● Un sistema de baja densidad diseñado para reducir la magnitud de los picos
de ECD mediante la minimización de las pérdidas de presión y la optimización
de los caudales. Estas características se consiguen a cualquier densidad del
fluido mediante la reducción de las características reológicas generales del
fluido al tiempo que reduce al mínimo el hundimiento potencial.
● Mitigación y remediación de pérdida de circulación: Las soluciones para la
pérdida de circulación varían dependiendo de la gravedad del caso, yendo
30
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
desde las pérdidas por filtración, a las pérdidas parciales, y, finalmente, la
pérdida total de los retornos. Los materiales de pérdida de circulación (LCM)
a menudo se entregan a la zona de pérdida en píldoras de barrido y/o
inyección forzada. Una amplia distribución de tamaño de partícula y tipos,
puede mejorar el éxito.
● Soluciones de fluido a base de agua: los fluidos de perforación a base de
agua, a menudo presentan una ventaja sobre los líquidos no acuosos, en que
su fluido base, agua o salmuera, no es compresible. Si un fluido de
perforación se comprime bajo presión, aumenta el volumen de barita en
comparación con el volumen de fluido de perforación, lo que aumenta el peso
del lodo del fluido. Eso puede ser suficiente para fracturar la formación.
31
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Capítulo 2: Geopresiones. Definición de geopresiones Son el conjunto de presiones que se tiene en la formación desde un yacimiento hasta
un pozo productor, así como el conjunto de gradientes que tienen efecto en estas
presiones, todo esto para poder determinar zonas de presiones normales y
anormales para comenzar con el diseño de un pozo petrolero.
El conocimiento exacto de los gradientes de formación y fractura, juegan un papel
de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos.
Constituyen la base fundamental para la óptima programación del fluido de
perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de
revestimiento para mantener el control del pozo.
Con programas de perforación bien planeados se reduce el daño causado por el
fluido a las formaciones productoras, se aumenta al máximo el ritmo de penetración
y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal
asentamiento de las tuberías de revestimiento, especialmente en zonas con presión
anormal donde la presión de formación puede estar muy cerca de la de fractura. Por
lo que, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones de
formación y de fractura es sumamente importante, especialmente en la perforación
de tipo exploratorio.
El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo
se llevará el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el
perfil se comparan las relaciones entre la presión de formación, el gradiente de
fractura, y la densidad del fluido a utilizar durante la perforación.
32
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
2.1 Presión hidrostática Es la presión que ejerce el peso de una columna de fluido sobre las paredes y el
fondo del recipiente que lo contiene. Cuando actúa en un punto determinado de un
fluido en reposo provoca una fuerza perpendicular a las paredes del recipiente y a
la superficie de cualquier objeto sumergido que esté presente. Su valor es
directamente proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna medida
verticalmente. Las dimensiones y geometría de esta columna no tienen efecto en la
presión hidrostática, es decir, su valor es independiente de la forma del recipiente
que lo contiene.
2.2 Presión de formación
La presión de formación es aquella a la cual se encuentran confinados los fluidos
dentro de la formación. También es conocida 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). Por lo general, los pozos con presión
normal no crean problemas durante su planeación. Las densidades de lodo
requeridas para perforar estos pozos varían entre 1.02 y 1.14 gr/cm3. Los pozos con
presiones subnormales pueden requerir de tuberías de revestimiento adicionales
para cubrir las zonas débiles o de baja presión. El gradiente de presión se obtiene
dividiendo la presión de formación entre la profundidad. Todos los métodos de
estimación de la presión de poro están basados en la propuesta de que la presión
de poro está influenciada por propiedades que dependen de la compactación de la
roca tales como porosidad, densidad, velocidad sónica y resistividad. Cualquier
registro de línea de acero o geofísico que sea sensible a la presión de poro será
referido como un Indicador de la Presión de Poro.
33
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
2.3 Presión de fractura 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 someta.
Es la presión a la cual se presenta una falla mecánica de una formación, originando
pérdida de lodo hacia la misma. En la se muestran los esfuerzos que intervienen en
la formación de una fractura.
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 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). 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: Matthews & Kelly (1967) Eaton (1969) Daines (1982)
Procedimientos para determinar el gradiente de fractura Prueba leak off (LOT) Consiste en bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la
presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresada en
densidad equivalente de fluido, [gr/cm3].
Es una prueba de presión que se realiza por debajo de la zapata de la última tubería
de revestimiento cementada en un pozo, la cual tiene los siguientes propósitos:
Probar el trabajo de Cimentación realizado, a fin de asegurarse de que no existe
comunicación con la superficie.
Determinar el Gradiente de Fractura de la zapata de la T.R.
Determinar la Máxima Presión en el Anular permitida durante la perforación del
próximo agujero y la Máxima Densidad posible en esa sección
Prueba de Integridad de la Formación (FIT) Presurizar la columna de fluido hasta un límite predeterminado que mostrará una
presión hidrostática del fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no
tendrá fuga hacia la formación ni la quebrará.
2.4 Presión de sobrecarga Es la presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en
los espacios porosos sobre una formación particular. La formación debe ser capaz
de soportar mecánicamente las cargas bajo las cuales es sometida en todo
momento.
La presión de sobrecarga es función principalmente de las densidades tanto de los
fluidos como de la matriz, así como también de la porosidad. También puede
definirse como la presión hidrostática ejercida por todos los materiales sobrepuestos
a la profundidad de interés.
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”
2.5 Presiones anormales Presión normal: Se dice que la presión de poro es normal cuando la formación ejerce
una presión igual a la columna hidrostática de fluido contenido en los poros de la
misma. En la se muestra una gráfica de presión vs profundidad donde se ilustran los
diferentes gradientes de presión que podemos encontrar en las formaciones.
Las presiones normales son causadas principalmente por el peso de la columna
hidrostática de la formación que va desde el punto donde se ejerce presión hasta la
superficie. La mayor parte de la sobrecarga en las formaciones con presión normal
es soportada por los granos que conforman la roca.
El gradiente de presión de los fluidos de la formación generalmente se encuentra en
un rango que va desde 0.433 psi/pie hasta 0.465 psi/pie, y varía de acuerdo con la
región geológica. Presión de Formación Subnormal: ocurre cuando la presión de la
formación es menor que la presión normal, generalmente con gradientes menores a
0.433psi/pie.
Pueden encontrarse en formaciones someras, parcial o completamente agotadas y
en aquellas que afloran en superficie. Esto indica que estas presiones existen, bien
sea, en áreas con bajas presiones de sobrecarga o en depósitos calcáreos.
Formaciones con presiones anormales pueden ser desarrolladas cuando la
sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie.
Presión de Formación Anormal: Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión
hidrostática de los fluidos contenidos en la formación. Se caracterizan por el
movimiento restringido de los fluidos en los poros, es decir, es imposible que la
formación pueda liberar presión; de lo contrario se convertirían en formaciones de
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
presión normal. Para que esto ocurra debe existir un mecanismo de entrampamiento
que permita generar y mantener las presiones anormales en el sistema roca-fluidos.
Teóricamente el gradiente de presión en una formación de presión anormal varía
entre 0.465 y 1.0 psi/pie, por lo que cuando se genera un aumento en la presión de
poro, generalmente no excede un gradiente de presión igual 1.0 psi/pie.
Muchas formaciones con presión anormal se encuentran en cuencas sedimentarias
del mundo y su existencia se debe principalmente a los procesos geológicos que
ocurrieron en una zona determinada, así como también a la presencia de fallas,
domos de sal en la formación e incremento de la presión de sobrecarga, puesto que
cuando esto ocurre los fluidos contenidos en los espacios porosos son los
encargados de soportar la carga impuesta por la sobrecarga mucho más de lo que
pueden hacerlo los granos de la roca, lo cual genera un aumento de presión en los
poros que no puede ser liberada.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Capítulo 3: Ventana operativa. 3.1 Definición.
Durante la etapa de perforación es de vital importancia diseñar una ventana
operacional de presión de lodo capaz de compensar las modificaciones a los
esfuerzos originales de la formación.
La ventana operacional está conformada por los gradientes de presión de la
formación y la presión de fractura, los cuales nos determinan tanto el peso del lodo
que debemos utilizar durante la perforación así como establecer la profundidad a la
que se van a asentar cada una de las etapas de la tubería de revestimiento.
El peso del fluido de perforación está limitado por dos fronteras: La frontera superior:
es la presión que causa la falla de tensión que origina la pérdida de fluido de
perforación. La frontera es estimada desde el campo de esfuerzos en el sitio,
representado por un gradiente de fractura o presión máxima determinada. La
máxima densidad de lodo es la que crea una presión de poro que supera la suma
de las resistencias a la tracción de la formación y el esfuerzo tangencial a la pared
del pozo. Frontera inferior: es la presión requerida para proveer el esfuerzo de
confinamiento, el cual es removido durante la perforación.
El esfuerzo de confinamiento promueve la creación de una zona plástica y previene
la falla de corte, de no ser respetada podrían ocurrir influjos de los fluidos de la
perforación o atascamientos de las herramientas o equipos operacionales. La
presión mínima de lodo es la que crea un gradiente de ovalización por ruptura de la
pared del pozo, determinado a partir de la presión de poro, esfuerzos horizontales,
tensionales y el módulo de poisson.
El correcto manejo de esta ventana, permite optimizar los diseños de perforación,
minimizando los daños en la formación y previniendo brotes y descontroles.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Figura 5. Ventana operativa
3.2 Registros geofísicos empleados para su diseño. 3.2.1 Registro de rayos gamma (GR).
El registro de rayos gamma es una medición de la radioactividad natural de las rocas
y/o formaciones en un pozo. Los rayos gamma son impulsos de ondas
electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos
elementos radiactivos.
El isótopo de potasio radiactivo con un peso atómico 40, y los elementos radiactivos
de las series del uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma que se
encuentra en la Tierra.
Todas las formaciones contienen material radiactivo cuya magnitud depende de sus
características particulares. En las formaciones sedimentarias el registro
normalmente refleja el contenido de arcilla de la formación debido a que los
elementos radioactivos tienden a concentrarse en lutitas, a diferencia de las
areniscas y calizas.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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Figura 6. Registro neutrón y gamma ray.
3.2.2 Registro de densidad. Los registros de densidad se utilizan principalmente como registros de porosidad ya
que se pueden obtener valores de porosidad directamente en función de la densidad.
Consiste en una fuente radiactiva que se aplica a la pared del agujero en un cartucho
deslizable, emite a la formación rayos gamma los cuales chocan con los electrones
de la formación.
En cada choque los rayos gamma pierden energía, la ceden al electrón y continúan
con energía disminuida. Los rayos gamma dispersos que llegan al detector, que está
a una distancia fija de la fuente, se cuentan para indicar la densidad de la formación.
La unidad de RHOB (𝜌𝜌𝑏𝑏) es gramos por centímetro cúbico [gr/cc]
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Figura 7. Registro de Densidad.
3.2.3 Registro de geometría de pozo (Caliper).
El registro de geometría de pozo tiene por objetivo principal medir todas las
variaciones que pueden existir o presentarse en la forma y tamaño del agujero
durante la perforación del pozo, con la finalidad de identificar posibles eventos como
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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lo son: derrumbes, cavernas y zonas permeables de la formación. La herramienta
consta de 4 brazos (2 calipers simultáneos) independientes, abarca y registra la
geometría del pozo en el plano perpendicular a la herramienta a partir de la apertura
que el pozo permita de sus brazos.
Algunas de sus principales aplicaciones se describen a continuación: Permite
conocer la geometría del agujero. Identificar intervalos de roca permeable,
consolidada y deleznable.
Calcular el volumen del agujero para realizar una estimación del volumen del
cemento necesario para la colocación de la tubería de revestimiento. Determinar el
diámetro mínimo del agujero.
Figura 8. Caliper.
42
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3.2.4 Registro sónico. El registro sónico es un registro en función del tiempo que requiere una onda sonora
para atravesar un pie de formación, esta medición se conoce como tiempo de
tránsito (DT) y se mide en microsegundos por pie [μs/ft].
El tiempo de tránsito depende de la litología de la formación y la porosidad de ésta.
La herramienta sónica consiste de un transmisor que emite un pulso de sonido y un
receptor que registra y graba el impulso.
Entre las aplicaciones más importantes de este registro se tienen:
● Identificar litología.
● Detectar presiones anormales.
● Determinar la velocidad de la formación.
● Determinar porosidad.
● Determinar presión de poro.
Figura 9. Diagrama de la toma de registros.
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Capítulo 4: Métodos matemáticos para generar el modelo de geopresiones. 4.1 Introducción. La importancia de los modelos matemáticos siguientes en la generación de un
modelo de geopresiones radica en el cálculo de las presiones y gradientes de
fractura, formación y sobrecarga, necesarios para la generación de la ventana
operativa y el cálculo de la DEC, evitando así problemas operativos tales como
derrumbes en el pozo o reventones en superficie, los cuales generan costos durante
la etapa de perforación.
4.2 Método de Hubbert & Willis. Hubbert & Willis introdujeron los principios fundamentales que aún son utilizados. La
presión mínima alrededor del pozo requerida para extender una fractura, se expresa:
Hubbert y Willis. En el artículo "Mecánica de fracturamiento hidráulico", Hubbert y
Willis exploraron las variables involucradas en el inicio de una fractura en una
formación.
Según los autores, el gradiente de fractura es una función del estrés de sobrecarga,
la presión de formación y una relación entre la horizontal y tensiones verticales.
Creían que esta relación de estrés estaba en el rango de Y3 a Yz de la sobrecarga
total.
Por lo tanto, la determinación del gradiente de fractura según Hubbert y Willis sería
la siguiente:
𝑃𝑃𝐷𝐷
(min) =13 (𝑆𝑆𝑆𝑆𝑍𝑍
+2𝑝𝑝𝑍𝑍
)
O
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”
𝑃𝑃𝐷𝐷
(max) =12 (1 +
𝑃𝑃𝑍𝑍
)
Donde:
P = fracture preassure, psi
Z = depth, ft
Sz = Sobrecarga a profundidad Z, psi
p = pore preassure, psi
if an overburden stress gradient (Sz) of psi/ft is assumed, the equation reduces to
𝑃𝑃𝐷𝐷
=13 (1 +
2𝑃𝑃𝑍𝑍
)
Estos procedimientos se pueden utilizar de forma gráfica para una solución rápida.
Se ingresa la ordenada con el peso del lodo requerido para equilibrar la formación.
Con una línea horizontal, intersecte la línea de gradiente de presión de formación y
construya una línea vertical desde este punto hasta los gradientes de fractura
mínimos y máximos.
Lea el peso del lodo de fractura de la ordenada. Del ejemplo el peso del lodo de
fractura para una presión de formación equivalente de 12.0 lb / gal podría variar de
14.4 a 15.7 lb / gal. En estas ecuaciones, Hubbert y Willis asumieron que las
relaciones de estrés y los gradientes de sobrecarga eran constantes para todas las
profundidades.
Dado que esto ha demostrado ser falso en la mayoría de los casos, los métodos
posteriores han tratado de explicar una o ambas de estas variables con mayor
precisión.
4.3 Método de Mathews & Kelly.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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Matthews y Kelly reemplazaron la suposición de que el mínimo esfuerzo matricial
está en los valores de 1/3 a ½ del esfuerzo vertical de la matriz, desarrollaron la
siguiente fórmula para calcular el gradiente de fractura en formaciones
sedimentarias:
F =𝑃𝑃𝐷𝐷
+𝐾𝐾𝐾𝐾 𝜎𝜎𝐷𝐷
P = presión de formación en el punto de interés, psi
D = Profundidad de interés, ft
𝜎𝜎 = Esfuerzo matricial en el punto de interés, psi
Ki= Coeficiente de tensión de la matriz para la profundidad a la que el valor 𝜎𝜎 seria,
esfuerzo matricial normal, adimensional
F = Gradiente de fractura en el punto de interés psi/ft
El coeficiente de tensión de la matriz relaciona las condiciones reales de tensión de
la matriz de la formación con las condiciones de la tensión de la matriz si la formación
se compacta normalmente. Los autores creían que las condiciones necesarias para
fracturar la formación serían similares a las de la formación normalmente
compactada.
El coeficiente de tensión en función de la profundidad se presenta en la Grafica a
continuacion Matthews y Kelly creía que el coeficiente variaría con diferentes
condiciones geológicas. Los valores mostrados se obtuvieron sustituyendo los datos
de campo reales de las presiones de ruptura en la ecuación y resolviendo para Ki.
El procedimiento para calcular los gradientes de fractura utilizando la técnica de
Matthews y Kelly es el siguiente:
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1. Obtenga la presión del fluido de formación, P. Esto se puede medir mediante
pruebas de troncos, datos de patadas, registros u otro método satisfactorio.
2. Obtenga la tensión de la matriz utilizando la ecuación y suponiendo un gradiente
de 1.0 psi / ft para la sobrecarga:
𝜎𝜎 = 𝑆𝑆 − 𝑃𝑃
3. Determine la profundidad, Di, para la cual la tensión de la matriz, 𝜎𝜎 , sería el valor
normal. Suponga que la presión de sobrecarga es de 1.0 psi / pie. De esto se deduce
que:
0.535 𝐷𝐷𝐾𝐾 = 𝜎𝜎
De donde se puede encontrar el valor de Di.
4. Use el valor de Di y aplíquelo a la Figura para obtener el valor correspondiente de
Ki.
Figura 10. Grafica método Matthews y Kelly.
5. Usando los valores de D, 𝜎𝜎, P y Ki, calcule el valor del gradiente de fractura, F.
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Con el valor obtenido en la ecuación y haciendo uso de la correlación de Matthews
& Kelly, obtenemos el valor de Ki.
4.4 Método de Eaton.
Considerando que las formaciones de la Tierra tienen un comportamiento plástico,
Eaton relacionó el esfuerzo horizontal efectivo y el esfuerzo de la matriz, a través de
la relación de Poisson:
F =𝑆𝑆 − 𝑃𝑃𝐷𝐷
�𝛾𝛾
1 − 𝛾𝛾� +
𝑃𝑃𝐷𝐷
Donde:
P = presion del pozo [psi] D = profundidad [ft] S= Esfuerzo de sobrecarga (psi) 𝛾𝛾 = Relacion de poison F = Gradiente de fractura [psi/ft]
Eaton asumió que tanto el estrés de sobrecarga como la relación de Poisson eran
variables con la profundidad. Usando datos reales de fracturas de campo y valores
derivados de registros, preparó gráficos que ilustran estas variables. Usando una
opción adecuada para cada variable, el nomograma preparado por Eaton.se puede
utilizar para calcular un gradiente de fractura. Una presentación gráfica para el
enfoque de Eaton proporciona una solución rápida. El gráfico se utiliza de la misma
manera como el Matthews y Kelly.
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Figura11. Gráfico de Eaton.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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Figura 12. Relación de poisson.
Para el método de Eaton, los valores de la relación de Poisson (μ), pueden ser
determinados de diversas formas: gráficamente, por medio de velocidades de onda
composicional (DTCO) y de cizallamiento (DTSM). Además, puede ser estimada por
medio de la relación respecto a la profundidad.
Otros métodos para obtener la relación de Poisson son por pruebas directas de
laboratorio.
El método de Eaton predice la presión de formación tanto en pozos terrestres como
en pozos costa afuera, es por ello que es uno de los métodos más utilizados a nivel
mundial.
Prueba de goteo (Leak off test-LOT). Es la prueba de presión que se realiza por
debajo de la zapata del último revestidor cementado en un pozo, la cual tiene los
siguientes propósitos:
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”
• Determinar el gradiente de fractura de la zapata del revestidor.
• Probar el trabajo de cimentación realizado, a fin de asegurarse de que no
existe comunicación con la superficie.
• Determinar la máxima presión en el anular permitido durante la perforación
del próximo agujero y la máxima densidad posible que se debe utilizar en esa
sección.
Procedimiento para efectuar una prueba de goteo:
1. Perforar de 5 a 10 metros por debajo de la zapata de revestimiento.
2. Circular para homogeneizar el lodo.
3. Levantar la barrena por encima de la zapata de revestimiento.
4. Conectar la unidad de cementación a la sarta de perforación y al anular a través de
la línea para matar el pozo.
5. Realizar pruebas con presión a las líneas de superficie.
6. Cerrar los arietes de la tubería en el conjunto de preventores instalados.
7. Comenzar a bombear a bajos costos, aproximadamente de 1/4 a ½ [bls/min]
8. Mientras se bombea, observar el aumento de presión hasta que se desvíe de la
tendencia lineal en la gráfica de presión vs volumen bombeado. Registrar las
presiones y volúmenes.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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9. Parar inmediatamente la bomba y observar la presión final de inyección.
10. Registrar la presión (B) y (C) y los barriles bombeados.
11. Descargar la presión a cero y medir el volumen que retorna.
Figura 13. Prueba de goteo.
Prueba minifrac. El término minifrac se utiliza comúnmente para describir cualquier
tipo de prueba de inyección realizada en un yacimiento. Esta prueba de inyección se
efectúa en un yacimiento para obtener información característica asociada a una
estimación de fracturamiento hidráulico.
El objetivo de esta prueba es determinar el valor de varios parámetros que gobiernan
el proceso del fracturamiento hidráulico, entre estos parámetros se encuentra el
gradiente de fractura, este procedimiento permite afinar el diseño de la curva del
gradiente de fractura.
Este capítulo nos ha permitido conocer los métodos aplicados para generar el perfil
Volumen A
PIP= Prueba de integridad de presión. LOT= Leak off test PR= Presión de ruptura PPF= Presión de propagación de la fractura
PIP
PCF PIC
PPF B LOT
PR C
Presio-nes
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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de geopresiones previo a la perforación de un pozo petrolero, analizando los
principios utilizados por los autores para definir sus modelos. Además, se hace
mención de los métodos directos para estimar la presión de poro y fractura, los
cuales nos permitirán realizar una calibración en nuestras curvas con datos tomados
en la formación de interés.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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Capítulo 5: Aplicación de la Densidad equivalente de Circulación (DEC) en un pozo ejemplo, basado en el análisis de registros geofísicos.
5.1 Introducción.
Basada en la aplicación de registros geofísicos, los que permitieron obtener las geopresiones empleadas en cada etapa, de acuerdo a la naturaleza de las formaciones, durante su perforación, presentamos un problema ejemplo referente al cálculo de la densidad equivalente de circulación (DEC).
5.2 Procedimiento.
Generalidades del pozo a perforar Nombre del pozo. El pozo que se propone perforar lleva por nombre IPN 101.
Profundidad programada. Como parte de la perforación del pozo se tienen
programados dos objetivos, el primero se encuentra en la parte superior de la
formación productora y el segundo es a la profundidad total a perforar.
OBJETIVO PROFUNDIDAD VERTICAL [m.b.m.r.]
PROFUNDIDAD DESARROLLADA [m.b.m.r.]
Entrada al
Objetivo 1415.03 1440
Profundidad Total 1620 1592.38
Tabla 2. Profundidad programada del Pozo.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
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Columna geológica probable.
FORMACIÓN
PROFUNDIDAD
[m.v.b.m.r.]
PROFUNDIDAD
[m.d.b.m.r.]
PROFUNDIDAD
[m.v.b.n.m.]
LITOLOGÍA
A Aflora Aflora Aflora Arenisca/Lutita
B
445.03
445.03
330
Arenisca/Lutita/
Conglomerado
C 845.03 847.74 730 Lutitas
D 1265.03 1284.66 1150 Areniscas
E 1375.03 1399.01 1260 Areniscas/Lutitas
Profundidad
Total 1620 1592.38 1449.4
Tabla 3. Columna geológica probable.
En la predicción de los perfiles de gradientes de presión del Pozo IPN 101, se
utilizaron los registros geofísicos: Caliper, Rayos Gamma, Sónico, Resistividad y
Densidad. En la siguiente figura se muestran los registros.
Generación del modelo en geopresiones. Una vez reunida la información necesaria, se comienza con la construcción del
modelo en geopresiones, el primer gradiente que se calcula es el gradiente de
sobrecarga, se realiza a partir de la información de densidad de la formación, en este
caso se cuenta con el registro de densidad.
55
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Gradiente de sobrecarga. 1.- Graficar los datos de densidad vs profundidad. El registro de densidad es necesario para la creación del gradiente de sobrecarga.
Los valores de densidad deben de graficarse en escala lineal.
Figura 14. Registro de densidad Pozo
56
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
2. Seleccionar el método de estimación. Para este caso se aplicará el método de densidad de grano ya que se tiene
disponible la información obtenida directamente del registro de densidad.
La ecuación siguiente permite calcular la sobrecarga en cada intervalo de roca:
𝜎𝜎𝜎𝜎𝜎𝜎 =𝑝𝑝𝐾𝐾 ∗ ℎ
10
3. Calcular el gradiente de sobrecarga. En la tabla siguiente se presentan valores representativos a diversas profundidades
de los cálculos realizados.
𝐺𝐺𝜎𝜎𝜎𝜎 =∑ 𝜎𝜎𝑛𝑛𝑖𝑖=1 𝜎𝜎𝜎𝜎𝐻𝐻
Profundidad
[m]
Densidad
[gr/cc] 𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈[
𝑲𝑲𝑲𝑲𝝈𝝈𝒄𝒄𝟐𝟐]
⁄ 𝟐𝟐
�𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈𝝈 [𝑲𝑲𝑲𝑲𝝈𝝈𝒄𝒄𝟐𝟐] 𝑮𝑮𝝈𝝈𝝈𝝈[𝑲𝑲𝒈𝒈
𝝈𝝈𝝈𝝈] 𝝈𝝈𝝈𝝈
⁄
6.0 0 0.000 0.000 0.000
100.0 2.350 0.470 20.760 2.076
200.0 2.453 0.491 45.019 2.251
300.0 2.439 0.488 69.345 2.311
400.0 2.376 0.475 93.513 2.338
500.0 2.552 0.510 117.689 2.354
600.0 2.589 0.518 143.235 2.387
700.0 2.564 0.513 168.407 2.406
57
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”
800.0 2.623 0.525 193.655 2.421
900.0 2.410 0.482 218.320 2.426
1,000.0 2.398 0.480 242.375 2.424
1,100.0 2.457 0.491 266.625 2.424
1,200.0 2.463 0.493 291.150 2.426
1,300.0 2.465 0.493 315.639 2.428
1,400.0 2.466 0.493 340.411 2.432
1,500.0 2.534 0.507 365.343 2.436
1,600.0 2.588 0.518 390.651 2.442
1,630.0 2.524 0.505 398.307 2.444 Tabla 4. Valores representativos del gradiente de sobrecarga
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”
4. Obtener la curva de sobrecarga vs profundidad.
Figura 15. Presión de Sobrecarga Pozo IPN 101
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”
Gradiente de presión de poro.
1. Seleccionar el método de estimación.
Se seleccionó el método de Eaton para la estimación del gradiente de presión de
poro. El método de Eaton, fue desarrollado mediante una combinación del método
de Hoffman & Johnson y el aporte de Terzaghi, considerando además el efecto de
la presión de sobrecarga. La razón principal de utilizar este método es su alta
precisión al ser utilizado en México.
2. Definir los intervalos de lutita limpia.
El primer paso en la aplicación del método de Eaton es definir los intervalos de
lutitas limpias, esto se debe a que este método de estimación está basado en
estudios realizados en formaciones de lutita. Consiste en graficar los datos del
registro de rayos gamma contra la profundidad, con el fin de identificar el contenido
de lutita en las formaciones a perforar.
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”
Figura 16. Registro de rayos gamma.
61
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Trazar la línea base de lutitas. La línea base de lutita se traza sobre el registro de Rayos Gamma, el objetivo de
esta línea es identificar una lectura promedio del registro frente a las capas de lutita
que se encuentran a lo largo del pozo.
Figura 17. Líneas base de lutita.
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”
1. Selección de puntos de lutita. Para cada lectura del registro de rayos gamma igual o mayor que la línea base de
lutita, se marca la lectura de tiempo de tránsito y de resistividad a la profundidad
correspondiente. Estos puntos nos permitirán definir la tendencia normal de
compactación.
Figura 18. Puntos de lutita para tiempo de tránsito y resistividad.
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Unión de puntos de lutita. Consiste en la unión de los puntos de lutita seleccionados, a partir de esta unión se
debe obtener la tendencia normal de compactación.
Figura 19. Unión de puntos de lutita.
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Obtener la tendencia normal de compactación. Para obtener la tendencia normal de compactación se utilizó el registro de tiempo de
tránsito, lo primero que se debe hacer es identificar visualmente la zona de
compactación normal.
Figura 20. Tendencia normal de compactación.
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”
Para este caso se identificó una compactación normal en el intervalo de 130 [m] a
806 [m]. Posteriormente, con apoyo de Microsoft Excel se traza una línea de
tendencia lineal sobre los puntos del intervalo seleccionado y se extrapola hasta la
profundidad total del pozo.
La ecuación de tendencia normal obtenida es:
∆𝑡𝑡𝑛𝑛= 114.535765175𝑒𝑒−4.391743522𝑥𝑥10−4𝐷𝐷
Calcular el gradiente de presión de poro.
PpD = �
𝜎𝜎𝑠𝑠𝑠𝑠𝐷𝐷� − [�
𝜎𝜎𝑠𝑠𝑠𝑠𝐷𝐷−𝑃𝑃𝑝𝑝𝑃𝑃𝐷𝐷
� ∗ �∆𝑇𝑇𝑛𝑛∆𝑇𝑇𝑇𝑇
�3
]
En este caso, la sobrecarga ha sido estimada previamente. Los valores de ∆𝑇𝑇𝑛𝑛 se
obtienen sustituyendo la profundidad en la ecuación de tendencia normal y los
valores de ∆𝑇𝑇𝑇𝑇 son los obtenidos de las mediciones del registro sónico.
El exponente de Eaton debe calibrarse para las diversas regiones en las cuales la
ecuación es aplicada, por ejemplo, en algunas zonas de México el valor
recomendado para el exponente de Eaton es de 1.0. Para el pozo IPN 101 la
calibración se realizó con información obtenida de las pruebas de formación tomadas
por la herramienta MDT. Esta herramienta nos proporciona la presión de fondo
correspondiente a diversas profundidades.
Profundidad
[m]
Densidad
[gr/cc]
1474 1.235
1539 1.250
Tabla 5. Pruebas de presión Pozo.
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”
El gradiente de presión de poro utilizando un exponente de Eaton equivalente a 3.0
para el Pozo IPN 101 se presenta en la siguiente imagen.
Figura 21.Gradiente de presión de poro Pozo IPN 101.
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”
En la figura anterior podemos observar que la curva de presión de poro se encuentra
significativamente distante de los puntos seleccionados para la calibración, esto
quiere decir que el exponente de Eaton debe variarse hasta que la curva de presión
de poro pase por los puntos de calibración seleccionados.
Calibrar la curva de presión de poro. Como se mencionó en el paso anterior, el exponente de Eaton debe ajustarse para
calibrar la presión de poro.
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”
Figura 22. Gradiente de presión de poro Pozo IPN 101 calibrado.
En este caso, el exponente de Eaton para ajustar el gradiente de presión de
formación es equivalente a 0.45, esto se debe principalmente a que los pozos son
de baja presión, esto lo podemos corroborar al observar los resultados obtenidos
de la herramienta MDT.
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Seleccionar el método de estimación. El cálculo del gradiente de fractura se realizó utilizando el método de Eaton y el
método de Mathews & Kelly como manera de corroboración.
Calcular el gradiente de fractura método de Eaton.
El gradiente de presión de poro se calcula con la ecuación de Eaton:
F = (𝑆𝑆𝐷𝐷−𝑃𝑃𝐷𝐷
) �𝛾𝛾
1 − 𝛾𝛾� +
𝑃𝑃𝐷𝐷
En este caso, la sobrecarga ha sido estimada previamente. Los valores de 𝛾𝛾 relacion
de poisson se obtienen de la gráfica que se muestra a continuación
Tomando el registro MDT se obtiene una lectura de 1.25 [gr/cc] de presión de
formación en la profundidad de interés de 1415.03[mv].
1.25[gr/cc] a [psi/ft] = 0.542
P/D= 0.542[psi/ft]
El valor de S/D lo obtuvimos de la grafica que se muestra y nos da un resultado de
0.92
S/D = 0.92 [psi/ft]
Para el valor del gradiente de poisson utilizamos la grafica que el método propone
𝛾𝛾 = 0.34
Por último, sustituimos los valores de p/d, s/d, 𝛾𝛾 dentro de la ecuación que propone
eaton
70
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”
F = (𝑆𝑆𝐷𝐷−𝑃𝑃𝐷𝐷
) �𝛾𝛾
1 − 𝛾𝛾� +
𝑃𝑃𝐷𝐷
F = ((0.92) − (0.542)) �0.34
1 − 0.34� + (0.542)
F=0.7367[psi/ft]
F=6.148lb/gal
Figura 23. Gradiente de esfuerzo de sobrecarga.
71
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Figura 24. Relación de Poisson.
Gradiente de fractura por metodo de Mathews y Kelly
F =𝑃𝑃𝐷𝐷
+𝐾𝐾𝐾𝐾 𝜎𝜎𝐷𝐷
El método de Mathews & Kelly tiene la particularidad de utilizar un coeficiente de
esfuerzo de la matriz de la roca (𝐹𝐹𝜎𝜎 ó 𝐾𝐾𝐾𝐾). Este coeficiente es obtenido gráficamente
de la correlación propuesta por Mathews & Kelly.
72
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Figura 25. Correlación de Matthews y Kelly.
El valor de entrada 𝐷𝐷𝐾𝐾 se obtiene con la siguiente ecuación.
𝐷𝐷𝐾𝐾 =𝜎𝜎
0.535
Lo cual es necesario utilizar esta ecuación para la obtención del esfuerzo minimo
matricial 𝜎𝜎
𝜎𝜎 = 𝑆𝑆 − 𝑃𝑃
Tomando el registro MDT se obtiene una lectura de 1.25 gr/cc de presión de
formación en la profundidad de interés de 1415.03mv.
1.25[gr/cc] a [psi/ft] = 0.542
P= 0.542[psi/ft] x 5314[ft]
P = 2880.708 [psi]
Tomando en cuenta S= 1.0 psi/ft * profundidad, entonces S= 1.0 * 1620m (.3048)
S= 5314.96[psi]
73
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Sustituyendo los valores de P y S, se obtiene:
𝜎𝜎 = 5314.96[𝑝𝑝𝜎𝜎𝐾𝐾] − 2880.708[𝑝𝑝𝜎𝜎𝐾𝐾]
𝜎𝜎 = 2434.25psi
Sustituyendo el valor de 𝜎𝜎 obtenemos el valor de Di
𝐷𝐷𝐾𝐾 =2434.25
0.535
Di = 4550.004
Por medio de la gráfica del coeficiente de esfuerzo matricial de Mathews y Kelly
obtenemos el valor de KI utilizando el valor de Di en la grafica
Ki = 5.20
Sustituimos todos los valores Ki, 𝜎𝜎, D, P en la formula general de Mathews y Kelly
F =𝑃𝑃𝐷𝐷
+𝐾𝐾𝐾𝐾 𝜎𝜎𝐷𝐷
F =2880.708 5314.96ft +
. 520 ∗ 2434.255314.96ft
F=0.7801[psi/ft]
F=6.510 [lb/gal]
El gradiente de presión de poro ya ha sido estimado y calibrado con las pruebas
MDT obtenidas de los pozos de correlación.
74
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”
Graficar los valores del gradiente de fractura vs profundidad. Posterior a los cálculos realizados en el paso anterior, se debe de graficar los valores
obtenidos y los puntos de calibración que nos permiten ajustar el gradiente de
fractura. Como se mencionó previamente, se cuenta con datos obtenidos de una
prueba MiniFrac realizada, los valores numéricos se presentan nuevamente en la
siguiente tabla:
Profundidad
[m]
Densidad
[gr/cc]
1276 1.76
1481 1.81 Tabla 6. Pruebas MiniFrac.
Como se puede observar en la siguiente figura, hay una pequeña separación entre
los puntos de calibración y la curva del gradiente de presión, por lo tanto, se debe
realizar un ajuste manual para hacer coincidir la curva con los puntos seleccionados.
75
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”
Figura 26.Gradiente de fractura Pozo IPN 101.
76
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”
Generación de la ventana operativa. Una vez estimadas las geopresiones se procede a generar la ventana operativa para
el pozo. La ventana operativa diseñada nos permite seleccionar la densidad de lodo
adecuada dependiendo de la profundidad a la cual se perfora, además nos ayuda a
definir la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento.
Durante la construcción se deben considerar márgenes de control o seguridad; para
el gradiente de presión de formación se considera un margen de seguridad de 0.055
[gr/cc] debido al efecto de brote, este valor debe agregarse a los valores obtenidos
del gradiente de presión de formación, mientras que para el gradiente de fractura
debe ajustarse con un margen de seguridad de 0.03 [gr/cc], en este caso el margen
de seguridad debe restarse a los valores obtenidos del gradiente de fractura. En la
figura siguiente se muestra las geopresiones del pozo IPN 101, en la cual se han
aplicado los factores de control y seguridad.
77
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”
Figura 27. Ventana operativa Pozo IPN 101.
78
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Densidad de equivalente de circulación.
Una función básica del fluido de perforación es controlar las presiones de la
formación para garantizar una operación de perforación segura. A medida que la
presión de la formación aumenta, se incrementa la densidad del fluido de perforación
para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide que
los fluidos de formación fluyan hacia al pozo y ya presurizados causen un reventón.
Además, se debe tener control de la presión de fractura, rebasar esta presión tendrá
como consecuencia principal la pérdida de fluido de control. A partir de la ventana
operacional se seleccionaron las densidades de lodo que se utilizarán durante la
construcción del pozo, estas densidades permiten tener seguridad en las
operaciones de perforación del pozo.
La densidad equivalente de lodo de perforación contemplada en la construcción del
pozo se presenta en la siguiente tabla:
Intervalo [m] Densidad
[gr/cc]
0-350 1.20
350-700 1.30
700-1600 1.38
Tabla 7. Densidad de lodo Pozo IPN 101
79
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Figura 28.Densidad equivalente de Circulación lodo Pozo IPN 101.
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Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
5.2 Análisis de resultados. Se construyó el modelo en geopresiones para el Pozo IPN 101, el primer paso fue
realizar la auditoría de la información a los pozos de correlación seleccionados, en
esta auditoría se recaudó, organizó y depuró la información más relevante.
Posteriormente, siguiendo la metodología, se realizó el cálculo de la sobrecarga a
través del método de densidad de grano ya que se contaba con el registro de
densidad de uno de los pozos de correlación.
Para calcular el gradiente de formación se aplicó el método de Eaton, dicha curva
fue calibrada con datos obtenidos de la herramienta MDT ya que son considerados
datos duros, no obstante, en la auditoría de la información fueron reportados eventos
durante la perforación que deben ser tomados en cuenta durante la ejecución de las
operaciones en campo.
El gradiente de fractura fue calculado a través del método de Mathews & Kelly, esta
curva se ajustó con datos obtenidos de pruebas MiniFrac.
El método de Eaton también se aplicó para el obtener el gradiente de fractura, en el
cual se presentó una ligera variación, aun dentro de los márgenes, debido a que el
problema está diseñado para resolverse con Matthews & Kelly.
Para finalizar se presenta la ventana operativa, la cual es fundamental para el
desarrollo de las actividades de perforación de pozos ya que nos permite seleccionar
correctamente nuestro lodo de perforación para evitar principalmente brotes y
pérdidas de circulación durante las actividades antes mencionadas, lo cual permite
un ambiente de trabajo seguro y mitiga en un porcentaje considerable los posibles
daños al medio ambiente.
81
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
5.3 Conclusiones. Las geopresiones brindan la información fundamental, permite predecir las
presiones a las cuales estaremos trabajando en las diferentes etapas de la
construcción del pozo. Estudios globales revelan que las principales causas de
problemas operativos durante la perforación de pozos son a causa de una mala
predicción de las geopresiones. Estos problemas se reflejan en altos costos
operativos y en algunos casos la pérdida del pozo. La actualización del modelo en
geopresiones se debe realizar antes, durante y después de la perforación del pozo.
En nuestro caso de estudio se concluyó que, para la estimación de la presión de
poro, el método de Eaton es el que mejor calibra. Es importante recordar que el
exponente de Eaton se debe ajustar con base en la información obtenida de
registros, pruebas a pozo y pozos de correlación.
En este caso específico, para la predicción del gradiente de fractura, el método de
Mathews & Kelly es el que mejor ajusta. La calibración del gradiente de fractura se
realizó a partir de una prueba MiniFrac.
La auditoría de la información es la actividad más importante en la generación del
modelo en geopresiones, ya que proporciona datos duros para calibrar los perfiles
de geopresiones. La cantidad de información determinará la precisión del modelo en
geopresiones.
Cabe recalcar que los modelos de geopresiones usados en este problema son los
que mejor se ajustan al caso dado, en un caso diferente, la información de registros
que se tenga a la mano, así como la información de pozos de correlación permitirán
conocer el método más adecuado a aplicar para obtener los gradientes de presión
de poro, fractura y sobrecarga, y obtener a su vez la densidad equivalente de
circulación del lodo de perforación.
82
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Índice de Figuras Figura 1. Recorrido del lodo Pg. 12
Figura 2 Limpieza del agujero Pg. 14
Figura 3 Ventana operativa Pg. 16
Figura 4 Esquema de fracturas Pg. 20
Figura 5 Ventana operativa Pg. 38
Figura 6 Registro de Neutron y GammaRay
Pg. 39
Figura 7 Registro de Densidad Pg. 40
Figura 8 Caliper Pg. 41
Figura 9 Diagrama la de toma de registro
Pg. 42
Figura 10 Grafica de Mathews y Kelly
Pg. 46
Figura11 Grafico de Eaton Pg. 48
Figura12 Relación de Poisson Pg. 49
Figura13 Prueba de goteo Pg. 51
Figura14 Registro de densidad de pozo Pg.55
Figura15 Presión de sobrecarga pozo IPN 101
Pg. 58
Figura16 Registro de rayos gamma Pg. 60
Figura17 Lineas base de lutita Pg. 61
Figura18 Puntos de lutita para tiempo de tránsito y resistividad
Pg. 62
Figura 19 Union de puntos de lutita Pg. 63
83
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
Figura 20. Tendencia normal de compactación.
Pg. 64
Figura21 Gradiente de presión de poro Pozo IPN 101.
Pg. 66
Figura22 Gradiente de presión de poro Pozo IPN101 calibrado
Pg. 68
Figura23 Gradiente de esfuerzo de sobrecarga
Pg. 70
Figura 24 Relacion de Poisson Pg. 71
Figura25 Correlacion de Mathews y Kelly
Pg 72
Figura26 Gradiente de fractura Pozo IPN 101.
Pg. 75
Figura27 Ventana Operativa Pozo IPN 101
Pg. 77
Figura 28.Densidad equivalente de Circulación lodo Pozo IPN 101.
Pg. 79
Índice de Tablas Tabla 1. Grados de pérdidas de
circulación
Pg. 18
Tabla 2. Profundidad programada del
pozo
Pg. 53
Tabla 3. Columna geológica probable Pg. 54
Tabla 4. Valores representativos del
gradiente de sobrecarga
Pg. 57
Tabla 5. Pruebas de presión Pozo Pg. 65
Tabla 6. Pruebas MiniFracc Pg. 74
Tabla 7 Densidad de lodo Pozo IPN 101 Pg. 78
84
Tema “Procedimientos que determinan la densidad equivalente de circulación con base en las geopresiones”
”
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