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• Juan Fernando Acosta

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UNIVERSIDAD ESTATAL “PENINSULA DE SANTA ELENA” FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA: INGENIERÍA EN PETRÓLEO

MATERIA: PERFORACIÓN I

ESTUDIANTE: JUAN FERNANDO ACOSTA USAMAG

SEMESTRE 5/1 PERIODO 2018

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Contenido Tabla de figuras ..................................................................................................................... I OBJETIVO ............................................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1 DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE FORMACIÓN ........................................................ 2 1 MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO O DE FORMACIÓN................ 2 1.0 Método de Hottmann y Johnson (H&J) .................................................................. 2 1.1 Método acústico .................................................................................................... 2 1.2 Método resistivo ...................................................................................................... 3 2.0 Método de Eaton (1975) ........................................................................................... 4 3.0 Método de Bowers (1995) ......................................................................................... 6 DETERMINACIÓN DE GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA ......................................... 7 2 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA PRESIÓN DE FRACTURA........................................... 8 2.0 Método de Eaton ................................................................................................... 8 2.1 Método de Daines................................................................................................ 10 CONCLUSIONES .................................................................................................................. 12 BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 13

Tabla de figuras Figura 1 Identificación de la cima de presión anormal a través del tiempo de tránsito ................................................................................................................................... 3 Figura 2 Relación entre el parámetro acústico ∆t ob(sh) - ∆t n(sh) y el gradiente de presión de formación. ......................................................................................................... 3 Figura 3 Relación entre el parámetro resistivo R n(sh)/Rob(sh) y el gradiente de presión de formación. ......................................................................................................... 4 Figura 4 Esquema del procedimiento de obtención de presión de poro ................. 6 Figura 5 Comportamiento de la compactación de lutitas: (a) curva virgen y (b) curva de descarga. ............................................................................................................. 7 Figura 6 Respuesta del esfuerzo efectivo a los mecanismos de sobrepresión .......... 7 Figura 7 Inicio de fractura opuesto al esfuerzo principal mínimo ................................ 8 Figura 8 Valores de relación de Poison en laboratorio ............................................... 10 Figura 8 Valores de relación de Poison en laboratorio ............................................... 10

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OBJETIVO  Investigar métodos de predicción de presiones de poro y fractura. Los cuales nos permitirán comprender la importancia de los mismos cuando se perfora un pozo petrolero.  Conocer la diferencia de presión de poro y presión de fractura. INTRODUCCIÓN Hay aspectos fundamentales que se deben tener en cuenta a la hora de perforar un pozo petrolero, se necesita establecer un plan adecuado para la ejecución del proyecto. Uno de los aspectos a tener en cuenta es la presión de formación y fractura, ya que estas podrían generar problemas durante la perforación. Existen diferentes métodos utilizados en la industria petrolera para la determinación de los diferentes tipos de geopresiones las cual se manifiestan en la perforación y que se deben de tomar en cuenta para elaborar el plan de perforación de un pozo petrolero. El conocimiento exacto de los gradientes de formación y de fractura, juegan un papel muy importante en las operaciones de perforación y terminación de pozos, especialmente en la de un pozo exploratorio. Una deficiente predicción de las presiones de sobrecarga, poro y fractura de las formaciones a perforar, ocasionan diferentes problemas durante la perforación como son: problemas de flujo, descontrol de pozo, pegaduras por presión diferencial en el pozo, pérdidas de circulación, colapsos de tuberías de revestimiento y derrumbes de formación. Esto suele incrementar considerablemente el costo del pozo y el tiempo de perforación del mismo y consecuentemente a este motivo, es indispensable estudiar primero el principio físico que originan estas geopresiones y segundo predecirlas con la mayor exactitud posible

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DETERMINACIÓN DEL GRADIENTE DE FORMACIÓN 1 MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO O DE FORMACIÓN La presión de formación, también conocida como presión de poro (Pp), es aquella a la cual se encuentran confinados los fluidos en el espacio poroso de la formación, que pueden ser gas, aceite y/o agua salada. Para entender las fuerzas responsables que provocan la presión de poro se deben de considerar los eventos geológicos en la zona de interés (A., 2012, sec. 1). 1.0 Método de Hottmann y Johnson (H&J) Desarrollaron un método para estimar presión de poro a partir del comportamiento de la resistividad y el tiempo de tránsito en lutitas. Ellos partieron de la idea de que la generación de sobrepresiones en cuencas terciarias del Golfo de México, se debía principalmente al fenómeno de desequilibrio en la compactación en las formaciones arcillosas y utilizaron el modelo de Terzaghi y Peck (1948) como base de su método, es decir, para cuantificar la magnitud de la presión de los fluidos atrapados en los poros consideraron que un indicador del grado de compactación de una lutita es su porosidad (∅) y partieron del hecho que a mayor compactación menor porosidad, por lo que cualquier incremento en la porosidad de las rocas lutíticas a una profundidad determinada (reducción en la compactación), depende de la cantidad de presión de sobrecarga que soportan los fluidos contenidos en los poros de la formación (presión de poro)(Geomec et al., 2010). Este método utiliza gráficos que relacionan las líneas de tendencia de los registros que indican la presión de poros con la gradiente de presión de los poros a cierta profundidad. Estos gráficos reflejan las condiciones geológicas del área, la cual fue analizada. Según MATHEWS Y KELLY (1967), los gráficos desarrollados en una determinada zona no pueden ser utilizados en otra área geológica. 1.1 Método acústico Estos estiman la porosidad de las rocas. Las velocidades sónicas son dependientes de diferentes parámetros, estos incluye el grado de compactación, la porosidad, contenido de fluido y la litología. Según investigaciones en condiciones normales (presiones normales), indica que el tiempo de tránsito (∆𝑡ℎ) disminuye con el aumento de profundidad, esto indica que su porosidad decrece y su densidad aumenta. Según Hottmann y Johnson, el procedimiento para estimar la presión de poro por medio de los registros sónicos es la siguiente. 1. Graficar la línea de tendencia normal de la cuerva de transito de tiempo.

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2. Identificar el tope de la formación de la zona sobre presionada para diferenciar de la línea de tendencia graficada. 3. La presión de reservorio a cualquier profundidad se encuentra con los siguientes pasos.  Encontrar el tope de la divergencia de la tendencia normal  Diferenciar (∆𝑡𝑜𝑏 − ∆𝑡ℎ) y encontrar la gradiente de presión  Multiplicar la gradiente de presión por su respectiva profundidad

Figura 1 Identificación de la cima de presión anormal a través del tiempo de tránsito

Figura 2 Relación entre el parámetro acústico ∆t ob(sh) - ∆t n(sh) y el gradiente de presión de formación.

1.2 Método resistivo Hottman y Johnson reconocieron el significado principal de la teoría y desarrollan una relación entre los registros de resistividad y las sobrepresiones. Ellos expresaron que las rocas tienen una mayor resistividad eléctrica que el agua de formación, por lo tanto, las lutitas que tienen una buena compactación y contienen poco fluido de formación (el fluido ha disipado) tiene una resistividad mayor que las lutitas compactadas que contienen más fluido (el fluido no ha podido disipar). Por consiguiente, se conoce que, en una sedimentación normalmente compactada, la línea de tendencia normal de la resistividad incrementa con respecto a la profundidad(ORTÍZ, 2009). El procedimiento de este método para estimar la presión de poros utilizando los registros de resistividad es la siguiente.

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1. Graficar el registro de resistividad vs la profundidad en una escala logarítmica. 2. Establecer la línea de tendencia normal de la resistividad 3. Identificar la formación sobre presionada, encontrando los puntos de divergencia de la resistividad observada y la línea de tendencia de esta. 4. Para encontrar la gradiente de presión se siguen los siguientes pasos:  Se divide la resistividad normal entre la resistividad observada  Encontrar la gradiente de presión con el resultado de la relación (Rn/Ro)

Figura 3 Relación entre el parámetro resistivo R n(sh)/Rob(sh) y el gradiente de presión de formación.

2.0 Método de Eaton (1975) Eaton propuso optimizar el método de Hottman y Johnson, mejorando la relación de los registros observados y registros de tendencia normal, ya que el método de Hottman y Johnson utilizaban datos muy empíricos causando mayo incertidumbre al calcular la presión de poros. Según la teoría de Eaton, la principal causa de esta incertidumbre es por las diferencias de gradientes de sobrecarga(B., n.d.). Este método de predicción de presión de poros encuentra una relación del esfuerzo de sobrecarga, presión de poros normal, el registro observado y el valor del registro en una tendencia normal, los dos últimos elevados a un exponente empírico. Puede estar en función del registro sónico, registro de resistividad, como también del exponente D.

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La finalidad de este método es calcular el esfuerzo efectivo, para luego hallar la gradiente de la presión de poros utilizando la forma de la ecuación de Terzaghi: La ecuación está definida como: En las ecuaciones anteriores Rn es la resistividad normal, Ro es la resistividad observada, Cn es la conductividad normal, Co es la conductividad observada, ∆tn es el tiempo de tránsito normal, ∆to es el tiempo de tránsito observado, dcn es el exponente d modificado normal, dco es el exponente d modificado observado, d es el exponente d, MWn es el peso de lodo normal y MWa es el peso de lodo con el que se está perforando.

Las limitaciones de este método son: en los cambios de litología es difícil de definir las tendencias de compactación normal apropiadas, la compactación de la roca resulta ser un efecto combinado del esfuerzo vertical y los dos esfuerzos horizontales (solo se ha tomado en cuenta la compactación debido al esfuerzo vertical) y la presión de poro resultante de la expansión del fluido no se considera en este método.

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Figura 4 Esquema del procedimiento de obtención de presión de poro

3.0 Método de Bowers (1995) Es un método que estima la presión de poros en función de la velocidad sónica o velocidad sísmica, este método a diferencia del resto es calculado dependiente del mecanismo que género la sobrepresión. Estos pueden ser por fenómenos de sub-compactación o expansión de fluidos. Bowers emplea la curva virgen y la curva de descarga para presentar estos mecanismos. Al aumentar el esfuerzo efectivo, los sedimentos se compactan y las velocidades sónicas aumentan, esta relación representa a la curva virgen. Por lo contrario, la curva de descarga es representada cuando el

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esfuerzo efectivo disminuye, llamada también zona de regresión, esto se puede apreciar en la figura junto a la curva virgen. Como en todos los métodos para calcular presión de poro, se utiliza solo las rocas arcillosas, para minimizar los efectos de litología.(A., 2012, sec. 35)

Figura 5 Comportamiento de la compactación de lutitas: (a) curva virgen y (b) curva de descarga.

Figura 6 Respuesta del esfuerzo efectivo a los mecanismos de sobrepresión

DETERMINACIÓN DE GRADIENTE DE PRESIÓN DE FRACTURA La presión de fractura es la máxima presión que resiste la matriz de la formación antes de abrirse o fracturarse en un punto específico del hoyo, es decir, la capacidad que tienen las formaciones expuestas en un pozo para soportar la presión de fluido de perforación más cualquier presión añadida desde la superficie. La resistencia depende de la solidez o cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que esté sometida. Por lo tanto, si la presión en el hoyo es mayor a la presión de fractura de la formación esta se abrirá ocasionando perdida de fluido(3 David, Mexicano, Espinosacastañeda, Mexicano, & Instituto, 2014).

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Figura 7 Inicio de fractura opuesto al esfuerzo principal mínimo Es importante determinar la presión de fractura de una formación porque a través de ella se conoce parámetros de control de pozos y planificación de operaciones como: velocidad de viajes de tuberías o el control de una arremetida. Algunas ventajas son:   

Determinación de asentamiento de revestidores Minimizar perdida de circulación Determinar parámetros de control de bombeo y cementación

Un gran número de ecuaciones teóricas o desarrolladas en campo han sido usadas para la aproximación de la presión de fractura. 2 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA PRESIÓN DE FRACTURA Las técnicas para determinar la presión de fractura, al igual que las de poros incluyen métodos predictivos y de verificación. 2.0 Método de Eaton El método de Eaton (1969) se basa en la teoría establecida por Hubbert y Willis (1957) y supone que la deformación de las rocas es plástica. Partiendo que la relación de Poisson y la sobrecarga varían con la profundidad, la relación de Poisson ha de derivarse de los datos regionales para el gradiente de factura, la presión de formación y el gradiente de sobrecarga(Geomec et al., 2010).

Donde: FG = gradiente de fractura FP = presión de formación σ = sobrecarga- presión de formación μ = relación de Poisson

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Despejando μ, la relación de Poisson se puede calcular a partir de los datos referenciales, preferiblemente antes de perforar el pozo, con la ecuación siguiente:

La sobrecarga se determina utilizando cualquier fuente de donde se obtiene Bulk Density. Los gradientes de fractura se toman de las pruebas de presión en pozos referenciales, situaciones de pérdida de circulación, datos reales de fracturas o cementación forzada, etc. Naturalmente, el inconveniente de este método, es que si los datos referenciales son deficientes o no están disponibles, entonces la relación de Poisson no se puede determinar. Entonces se puede utilizar un método alternativo para calcular dicha relación. Relación de Poisson a partir del “índice de arcillosidad” Anderson et al (1973) utiliza como base el método de Eaton para llegar a la relación de Poisson utilizando el Índice de Arcillosidad (Ish) a partir de los registros de pozo:

Donde Øs y Ød son las porosidades determinadas a partir de los registros sónicos y densidad respectivamente. La relación de Poisson y el “índice de arcillosidad” se relacionan en la siguiente ecuación:

Las constantes A y B se pueden ubicar en un gráfico de la relación de Poisson en función del índice de arcillosidad (Biot, 1957), como el gradiente y la intersección con el eje y.

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A = gradiente de la línea = 0.05/0.4 = 0.125 B = intersección con el eje y = 0.27 μ = 0.125 Ish + 0.27 donde Ish = índice de arcillosidad Por lo tanto, para una arena limpia y libre de lutita, por ejemplo, el valor mínimo para la relación de Poisson es 0.27, pues Ish será igual a cero. Como se sabe, el índice de arcillosidad se puede determinar a partir de los registros eléctricos (perfiles) de rayos gamma: El valor gamma máximo y mínimo se debe determinar para cada formación (período geológico). El índice de arcillosidad se puede derivar para intervalos dados de profundidad, ejemplo: 10 ó 20m, a partir de:

Donde: GRlog = valor gamma promedio en el intervalo de profundidad seleccionado. GRmín = valor gamma mínimo para una cierta formación. GRmáx = valor gamma máximo para una cierta formación. 2.1 Método de Daines Reconoce que sin datos derivados empíricamente, las técnicas anteriores para los cálculos de fracturas son de utilidad limitada. El método de Daines utiliza las propiedades físicas de las rocas obtenidas en el laboratorio, para determinar la relación de Poisson y lleva la fórmula de Hubbert y Willis un paso más allá introduciendo una corrección que se basa en el esfuerzo tectónico superimpuesto derivado de una prueba inicial de fuga. De esa manera, Daines ofrece una técnica para calcular los gradientes de fractura sin el requerimiento de datos referenciales(ORTÍZ, 2009, sec. 5).

Figura 8 Valores de relación de Poison en laboratorio

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Figura 9 Valores de relación de Poison en laboratorio

La relación de Poisson basada en la litología se puede incorporar en la fórmula, de manera tal que:

Donde: σt = esfuerzo tectónico súper-impuesto El esfuerzo tectónico superimpuesto, σt, se calcula a partir de la primera prueba de fuga y se asume que permanece constante en todo el pozo. Para fines de derivar el esfuerzo tectónico impuesto y si la litología a la profundidad de la prueba de fuga no se conoce con exactitud, entonces se debe tomar un valor por defecto de 0.25, para la relación de Poisson. Para resumir acerca del gradiente de fractura, la ecuación general para el gradiente asume que la fuerza necesaria para generar una fractura es igual al esfuerzo horizontal mínimo. Esto asume que la relación entre el esfuerzo horizontal mínimo efectivo y el esfuerzo vertical efectivo son conocidas. Las formulas mas usadas son las dadas por Eaton (1968, 1997) y “Mathews y Kelly” (1967). Las fórmulas de Mathews y Kelly la constante de proporcionalidad es igual a una función empíricamente establecida llamada “Coeficiente de esfuerzo matricial”:

Donde: shmin = Mínimo esfuerzo horizontal sV = Esfuerzo de sobrecarga pp = Presión de poro km = Coeficiente de esfuerzo matricial

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CONCLUSIONES Existe una variedad de métodos de predicción de presión de poro y fractura, los cuales nos ayudan a describir las variables que nos afectan durante la perforación. La mayoría de los métodos utilizan una base de datos de correlación o determinaciones empíricas, es decir que los datos obtenidos pueden variar durante la perforación. La mayoría de problemas durante la perforación se deben a estos dos aspectos, presión de fractura y formación. Si se determina adecuadamente, se optimizan tiempos y costos de perforación.

RESUMEN Para la planificación de perforación de un pozo existen muchas variables que intervienen, un parámetro importante es la determinación de las presiones de formación (poro) y presión de fractura. Es importante tener datos exactos o aproximados sobre estos dos parámetros ya que nos ayudan a cuantificar los riesgos y a prevenirlos, algunos de estos problemas son: pegas de tubería, perdida de pozos, perdida de circulación de fluido de perforación, colapso de pared de pozo, reventones, entre otros. Los problemas antes mencionados son una de las fuentes principales de pérdidas de tiempo y dinero en las operaciones de perforación. Por este motivo se ha desarrollado una gran variedad de métodos para predecir los comportamientos del pozo. Existen alrededor de 15 métodos que ayudan a determinar estos parámetros. Se analizaran cuatro métodos para determinar su funcionamiento y requisitos. Entre ellos están: método Hottman (acstico-resistivo) y Johnson, método Eaton, método Bowers, método Daines.

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BIBLIOGRAFÍA A., D. S. G. (2012). Estimación de presiones de poro y fractura. B., M. A. M. (n.d.). OPTIMIZACION DE REVESTIMIENTO DE POZOS. David, A., Mexicano, V. I., Espinosa-castañeda, G., Mexicano, I., & Instituto, M. A. D. (2014). REGISTROS DE POZO, 2014. Geomec, E., Un, N. D. E., Exploratorio, P., Mediante, P., Aplicaci, L. A., Te, D. E. C., … Huaynalaya, P. (2010). ESTUDIO GEOMECÁNICO DE UN POZO EXPLORATORIO PETROLERO MEDIANTE LA APLICACIÓN DE CONCEPTOS TEÓRICOS Y HOJA. ORTÍZ, M. D. C. T. (2009). GEOMECÁNICA EN LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO DE UN POZO. Matthews W. R. and Kelly J.: “How to Predict Formation Pressure and Fracture Gradient”, Oil Journal, February 1967.

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