Presion de Formacion- Fractura

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

2

Trusted by over 1 million members

Try Scribd FREE for 30 days to access over 125 million titles without ads or interruptions! Start Free Trial Cancel Anytime.







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 r esistivo ................................................................................................ ...................................................................................................... ...... 3 2.0 Método de Eaton (1975) ................................................... ........................................................................................... ........................................ 4 3.0 Método de Bowers (1995) ................................................. ......................................................................................... ........................................ 6 DETERMINACIÓN DE GRADIENTE DE D E 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 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 el parámetro acústico ∆t ob(sh) - ∆t n(sh) y el gradiente de presión de formación. ......................................................................................................... 3 Figura 3 Relación entre el 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) (b) curva de descarga. descarga . .................................................. ...................................................................................................... ........................................................... ....... 7 Figura 6 Respuesta del esfuerzo efectivo a los mecanismos de sobrepresión .......... 7 Figura 7 Inicio de fractura opuesto al esfuerzo principal mínimo mín imo ................................ 8 Figura 8 Valores de relación de Poison en laboratorio ............................................... 10 Figura 8 Valores de relación de Poison en laboratorio ............................................... 10







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. perforación. Existen diferentes métodos utilizados en la industria petrolera para la determinación determinación de los diferentes tipos de geopresiones 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 l os 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 incrementar considerablemente 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 geopresiones y segundo predecirlas con la mayor exactitud posible







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 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 interé s (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 desequilibrio en la compactación compactación en las l as 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 consideraron que un indicador del grado de compactaci com pactación ón 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 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 determ inada 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 ( ∆ℎ) 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







2. Identificar el tope de la formación de la zona sobre presionada para diferenciar 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 divergencia de la tendencia t endencia normal Diferenciar ( ∆ ∆ − ∆ℎ) 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 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 resistividad mayor que las lutitas compactada compactadass 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, profundidad(ORTÍZ, 2009).







1. Graficar el registro de resistividad vs la profundidad en una escala logarítmica. 2. Establecer la línea de tendencia t endencia normal de la resistividad resistividad 3. Identificar la formación sobre presionada, encontrando los puntos de divergencia divergen cia 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 l a resistividad normal entre la resistividad resistividad observada Encontrar Encont rar la gradiente de presión con el resultado resultad o 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 presión de poros. Según la teoría de Eaton, la principal causa de esta incertidumbre incertidumbre es por las l as diferencias de gradientes de sobrecarga(B., n.d.). Este método de predicción de presión de poros encuentra una relación del









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 resistividad normal, Ro es la l a 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.













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







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

Un gran número de ecuaciones teóricas 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 verificaci v erificación. ón. 2.0 Método de Eaton

El método de Eaton (1969) se basa en la teoría establecida por Hubbert y







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 cualqu ier fuente de donde se obtiene Bulk Density. Los gradientes de fractura se toman de las l as 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 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. 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:









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 í ndice 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







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

Donde: σt = esfuerzo tectónico súper -impuesto -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 esfuerzo vertical efectivo son conocidas. Las formulas mas usadas son las dadas por Eaton (1968, 1997) y “Mathews y







CONCLUSIONES Existe una variedad de métodos método s 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. 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,







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 D E UN POZO EXPLORATORIO EXPLORATORIO PETROLERO MEDIANTE MEDI ANTE LA APLICACIÓN DE CONCEPTOS TEÓRICOS Y HOJA. ORTÍZ, M. D. C. T. (2009). GEOMECÁNICA GEOMECÁNICA EN LA L A ESTABILIDAD DEL AGUJERO DE UN POZO. Matthews W. R. and Kelly J.: “How to Predict Formation Pressure and Fracture Gradient”, Oil O il Journal, February 1967.

Presion de Formacion- Fractura

Recommend Documents