Diseño de la perforación de pozos

Diseo de la Perforacin de Pozos

Diseo de la Perforacin de PozosNDICEpgina 7 7 7 7 8 9 9 11 11 11 11 12 13 16 18

Aspectos Generales Introduccin I. OBJETIVO DE LA PERFORACIN Coordenadas del conductor y objetivo Posicin estructural Profundidad total programada Dimetro de la tubera de explotacin Preguntas y respuestas II. COLUMNA GEOLGICA ESPERADA Preguntas y respuestas III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIN Registros Ncleos Pruebas de produccin Preguntas y respuestas

IV. RECOPILACIN Y ANLISIS DE LA INFORMACIN DE POZOS DE CORRELACIN Registros geofsicos Registros de fluidos de perforacin Historia de perforacin Resumen de operaciones Distribucin de tiempos Registro de barrenas Configuraciones estructurales

18 19 20 21 21 22 22 22

1


Preguntas y respuestas V. DETERMINACIN DE LOS GRADIENTES DE PRESIN (FORMACIN Y FACTURA) Gradientes de formacin y de fractura Conceptos fundamentales Presin hidrosttica Presin de sobrecarga Presiones de formacin Presin de fractura Proceso de compactacin Ecuacin de Eaton Origen de las presiones anormales Nivel piezomtrico de fluido Caractersticas del sistema roca-fluido Ritmo de sedimentacin y ambiente de depsito Actividad tectnica Efectos diagenticos Represionamiento o recarga Fnomenos osmticos y de filtracin Efectos termodinmicos Metodologa para determinar las presiones anormales Tcnicas utilizadas antes de la perforacin Interpretaciones ssmicas Interpretaciones geolgicas Tcnicas utilizadas durante la perforacin Velocidad de penetracin Momento de torsin aplicado a la tubera Carga soportada por el gancho al levantar la tubera Exponente d y dc Presin de bombeo del lodo Incremento en el volumen de lodo Registros del lodo Incremento de recortes (volumen, forma y tamao de recorte) Densidad de la lutita Porcentaje de montmorillonita Temperatura del lodo Paleontologa Tcnicas utilizadas despus de la perforacin Registro de induccin Registro snico de porosidad

22 25 26 26 26 27 27 29 29 30 30 31 31 32 32 33 34 34 34 35 35 35 36 36 38 38 39 39 40 40 40 42 42 42 43 43 44 44 44

2


Registro de densidad Registro snico dipolar Puntos para la graficacin Tendencia normal de compactacin Pruebas de integridad y de goteo Mtodos de evaluacin para la determinacin de los gradientes de presin, de formacin y fractura Determinacin del gradiente de presin de formacin Preguntas y respuestas Bibliografa VI. SELECCIN DE LAS PROFUNDIDADES DE ASENTAMIENTO DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO Preguntas y respuestas VII. SELECCIN DE LA GEOMETRA DEL POZO Preguntas y respuestas VIII. SELECCIN Y PROGRAMA DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIN Introduccin Inestabilidad del agujero Estructura general de las arcillas Mecanismos de inestabilidad de las arcillas Hidratacin Estabilizacin de la lutita Programa de fluidos de perforacin Preguntas y respuestas IX. DISEO DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO Introduccin Tubera conductora Tubera superficial Tubera intermedia Tubera de explotacin

45 46 47 48 48 50 51 55 55

55 56 57 57 57 57 58 58 60 60 62 63 67 68 68 68 68 69 69

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Tubera de revestimiento corta (liners) Seleccin de las tuberas de revestimiento Esfuerzos de la tubera de revestimiento durante la introduccin, cementacin y posterior a la cementacin Efecto de choque Efecto de cambio en la presin interna Efecto de cambio en la presin externa Efectos trmicos Efectos de flexin Estabilidad de la tubera Pandeo de las tuberas Preguntas y respuestas Bibliografa X. DISEO DE CEMENTACIN Cementacin primaria Recomendaciones para cementaciones primarias Factores para mejorar el desplazamiento Cmo mejorar la cementacin de tuberas de revestimiento? Centradores Productos qumicos Perfiles de velocidad y presin de desplazamiento Fuerza de arrastre y centralizacin de la tubera Fuerza de arrastre del lodo, resistencia del gel y erosin del lodo Mover la tubera durante el acondicionamiento del lodo y la cementacin Acondicionar el lodo antes de la cementacin Evitar reacciones adversas lodo-cemento Controlar los gastos de desplazamiento y la reologa de las lechadas Preguntas y respuestas Bibliografa XI. DISEO DE LAS SARTAS DE PERFORACIN Objetivo Lastrabarrenas Estabilizadores Tubera pesada (H.W.) Tubera de perforacin (T.P .) Procedimiento para un diseo de sarta de perforacin Preguntas y respuestas

69 70 71 71 72 72 72 72 72 73 73 73 73 73 74 75 75 75 76 77 77 78 78 79 79 79 80 80 80 80 81 81 82 82 82 85

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XII. PROGRAMAS DE BARRENAS Tipos de barrenas Factores para la seleccin de barrenas Tamao de barrenas Determinacin del costo por metro Preguntas y respuestas XIII. PROGRAMA HIDRULICO Objetivo Factores involucrados Parmetros hidrulicos Impacto hidrulico Caballos de fuerza hidrulicos Velocidad del fluido de perforacin en las toberas Velocidad anular Gua para la optimacin hidrulica Recomendaciones para el diseo hidrulico Nomenclatura Preguntas y respuestas XIV. TOMA DE INFORMACIN Registros geofsicos Ncleos Preguntas y respuestas XV. PERFORACIN DIRECCIONAL Aspectos generales Planeacin del proyecto direccional Clculo de la trayectoria de un pozo direccional Aspectos de operacin Nomenclatura Ejemplo de aplicacin Bibliografa XVI. PERFORACIN HORIZONTAL, MULTILATERAL Y DE ALCANCE EXTENDIDO Introduccin Antecedentes Proceso multilateral

90 90 90 90 91 92 92 92 92 93 93 93 93 93 93 94 97 98 100 100 102 102 102 102 109 121 127 137 137 142 143 143 144 144

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Requisitos del sistema Seleccin del sistema-propuesta tcnica Operaciones Vida til de proceso Esquema operacional del estudio de factibilidad Seleccin de equipo Estudio de factibilidad de perforacin Perforacin horizontal y multilateral Objetivo Consideraciones bsicas dentro de la perforacin horizontal Diseo de las tuberas de revestimiento Mtodos de perforacin horizontal Aplicaciones Caracterizacin de yacimientos Caracterizacin del campo Santuario Anlisis comparativo entre pozos horizontales, verticales y desviados Proyecto de reentradas en campos de la Divisin Sur Proyecto multilateral del pozo santuario 28-H Objetivo Prediccin de la produccin Anlisis econmico Alcances de la produccin Conclusiones Perforacin de alcance extendido Aplicacin en campo Preguntas y respuestas

145 145 146 146 146 146 146 147 147 151 153 154 162 164 167 173 174 176 176 187 187 192 192 194 209 210

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Diseo de Perforacin de Pozos

ASPECTOS GENERALES Introduccin El diseo de la perforacin de pozos es un proceso sistemtico y ordenado. Este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros. Por ejemplo, la prediccin de presin de fracturamiento requiere que la presin de formacin sea determinada previamente. Las etapas a seguir durante el diseo de pozos estan bien identificadas y son las siguientes: -Recopilacin de la informacin disponible. -Prediccin de presin de formacin y fractura. -Determinacin de la profundidad de asentamiento de las tuberas de revestimiento. -Seleccin de la geometra y trayectoria del pozo. -Programa de fluidos de perforacin. -Programa de barrenas. -Diseo de tuberas de revestimiento y Programa de cementacin. -Diseo de las sartas de perforacin. -Programa hidrulico. -Seleccin del equipo de perforacin. -Tiempos estimados de perforacin. -Costos de la perforacin. Debido a que este proceso es general, puede apli-

carse para el diseo de cualquier tipo de pozos y cuyo nico requerimiento consiste en aplicar la tecnologa adecuada en cada etapa. La planeacin de la perforacin de un pozo, requiere de la integracin de ingeniera, segurdad, ecologa, costo mnimo y utilidad. I. OBJETIVO DE LA PERFORACIN El objetivo de la perforacin es construir un pozo til: un conducto desde el yacimiento hasta la superficie, que permita su explotacin racional en forma segura y al menor costo posible. El diseo de un pozo incluye un programa detallado para perforarlo con las siguientes caractersticas: -Seguridad durante la operacin (personal y equipo). -Costo mnimo. -Pozo til de acuerdo a los requerimientos de produccin y yacimientos (profundidad programada, dimetro establecido, etctera). Cumpliendo con lo siguiente: Seguridad Ecologa Costo mnimo Utilidad Coordenadas del conductor y objetivo Una forma de posicionar exactamente un punto en la tierra es mediante el uso de las coordenadas U.T.M. (Universal Transversal de Mercator) que son univer-

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sales y estn referidas a cierta proyeccin cnica de la tierra. Para perforar un pozo, se requiere de uno o ms puntos para ubicar la trayectoria que debe seguir un pozo. Una coordenada nos indicar la posicin desde la cul se inicia la perforacin y otra que nos indicar el punto en el que se localiza el objetivo definiendo as si el pozo ser vertical o direccional. Sin embargo, es posible que un pozo sea perforado para alcanzar ms de un objetivo. Posicin estructural El primer paso en la planeacin de un pozo es la recoleccin de informacin de los pozos vecinos perforados en el rea, una vez que se establecen los objetivos del pozo, se debern considerar los pro-

nsticos geolgicos que consisten en: 1. La columna geolgica esperada. 2. Los bloques afallados de la estructura para seleccionar los pozos vecinos. 3. La identificacin de las anomalas geolgicas que puedan encontrarse durante la perforacin del pozo. 4. Contar con mapas geolgicos para seleccionar los pozos que se revisarn para programar el nuevo pozo. En la mayora de los casos se obtiene de primera mano, un plano de ubicacin (figura1) y un plano de isocimas que muestra las caractersticas de la estructura (figura 2), el cual conforma el yacimiento

PROYECTO DE POZOS REGION SUR O ME DE XIC O

PLANO REGIONAL DE UBICACINCD DEL CARMEN LAGUNA DE TERMINOSH EC MP E

GO

LF

COSTERO COSACO NUEVOS NARVAEZ TENGUAYACA FRONTERA LIRIOS MANEA LAG.ALEG. TIZON BOCA ESCUINTLE SAN CARDO DEL SEN CAPARROSO MENTARICINO TORO ROMAN

PTO. CEIBA SANTUARIO

YAGUAL BELLOTA C. MACUSPANA CHINCHORRO COMALCALCO CD. JONUTA PALANGRE RODADOR 5 PTES. CHIPILIN VILLAHERMOSA PEMEX S. BLASILLOMAGALLANEZ SAMARIA TABACO JOLOTE CO AS JOSE PLATANAL AB A. DULCE OGARRIO CARDENAS ET COLOMO OD JACINTO ED FORT. NAL LA CENTRAL CARMITO ED TAPIJULAPA LAS CHOAPAS A. PRIETO O. DE PALENQUE TA CALETON GAUCHO BA DTTO. AGUA SC SECADERO O CHIRIMOYO DULCE CHINTUL CAMBAC CHUMIAPAN CATEDRALED O

DTTO.

CA DE O. ED

REPUBLICA DE GUATEMALA

BACHAJONDE CH IA

PRESA NETZAHUALCOYOTL

DTTO. REFORMA

EDO. DE OAXACA

PA

DTTO. OCOSINGOS

YAJALONMESOZOICO TERCIARIO

OCOSINGO

RI O

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PRESA CHICOASEN

HI

RI O

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DTTO. CARDENAS TUXTLA GTZ

GR IJ A

OCOTALLV A

CAMPO NAZARETH

LACANTUN CANTIL LACANDON BONAMPAK

PRESA B. DOMINGUEZ

Figura1 Plano regional de ubicacin.

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acompaados generalmente de una seccin diagramtica que muestra el perfil del objetivo con respecto a pozos vecinos (figura 3).

pozos pueden clasificarse de la siguiente manera: -Someros.- pozos con profundidad menor a 15 mil ft (4 mil 570 m).

CAMPO MUSPAC HORIZONTE CRETACICO SUPERIOR

00 28

NIV EL

AGU A AC EIT E

2780m .

HV TQ 68

00 27

2652 3190

00 26 00 25

212576 2630

432780 2861

4100 242445 4503

22 Ig E2549 2615

632741 2981

00 23

42 M. Int. 442553 2303 2328

61 522246 2299 2354 2487

27 00

812580 2825

280 0

320 0

0 300

340 0

642551 2630

822301 2380

SIMBOLOGIA. POZO PRODUCTORFigura 2 Plano estructural de un campo.

Profundidad total programada Es la profundidad vertical a la que se encuentra el objetivo, pero cuando un pozo no es perforado en forma vertical, entonces existe una profundidad llamada profundidad desarrollada total que es mayor a la profundidad vertical total. De acuerdo a la profundidad vertical alcanzada, los

-Profundos.- pozos con profundidad entre 15 mil y 20 mil ft (4 mil 570 y 6 mil 100 m). -Ultraprofundos.- pozos con profundidad mayor a 20 mil ft (6 mil 100 m). Dimetro de la tubera de explotacin El diseo de un pozo se realiza a partir de la tubera

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4800 mbNM

S- 87

S- 1199

S-99

3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500

KS 3795 m KS 3835 m KS 3875 m

KM 4002 mQU #%!

KM 4040 m KM 4077 m

KI 4250 m KI 4326 m#"# ##

QU #$

4600 4700 Coordenadas del objetivo (Punta Gorda) X= 121239.93 Y= -22475.99 4800 Coordenadas del pozo conductor Pera del pozo samaria 87 X= 120966.96 Y= -22921.57QU #'

JMO

Figura 3 Seccin diagramtica para ubicar en el espacio un pozo, respecto a sus pozos de correlacin.

de explotacin, lo cual indica que la planeacin se efectua de abajo hacia arriba. La tubera de revestimiento es una parte esencial de la perforacin y terminacin del pozo. Consiste de tramos de tubera de acero ya sean roscados o soldados uno a otro, para formar un conducto desde la profundidad deseada hasta la superficie. Los diseos ms comnes contemplan las siguientes tuberas de revestimiento: 1- Tubera de revestimiento conductora 2.- Tubera de revestimiento superficial 3.- Tubera de revestimiento intermedia 4.-Tubera de revestimiento de explotacin. Esta ltima tubera est diseada para soportar la mxima presin del fondo de la formacin productora y debe evaluarse para que tambin resista las presiones que se manejarn en caso que el pozo se fracture para aumentar su productividad. En el diseo del pozo, sta se coloca arriba y a travs de la zona productora, para evitar derrumbes y mantener el agujero limpio. El dimetro de la tubera de explotacin est en funcin de los requerimientos, expectativas, y caractersticas del yacimiento primordialmente aunque puede verse afectada por efectos de la profundidad, formacin, los fluidos de control y problemtica esperada, verificando los esfuerzos a que estar sometida; es decir debe disearse de acuerdo a los requerimientos de produccin, estimulacin y reparacin

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del pozo. Preguntas y respuestas 1. Cul es el objetivo de la perforacin? 2. Enumerar en orden secuencial, la informacin que se debe considerar en la planeacin de la perforacin. II. COLUMNA GEOLGICA ESPERADA La columna litolgica consiste en una secuencia alternada de rocas sedimentarias. Con el estudio ssmico, y los datos geolgicos obtenidos de los pozos vecinos perforados, se correlaciona y obtiene la columna geolgica que se espera atravesar en la intervencin del pozo a perforar. El conocimiento de estas formaciones geolgicas permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales (presiones del fluido anormalmente altas o bajas) que complican severamente las operaciones cuando son atravesadas durante la perforacin. Los problemas asociados con sobrepresiones afectan todas las fases de la operacin. El conocimiento de las presiones en un rea determinada ayuda a prevenir problemas. En Mxico, los trabajos de exploracin geolgica y explotacin petrolera han permirido evaluar las formaciones y lograr la elaboracin del mapa geolgico del pas. Casi todas las reas que actualmente producen hidrocarburos, se hallan en la planicie costera y en la plaforma continental del Golfo de Mxico, sobre una franja que se extiende desde la forntera de Estados Unidos, hasta la margen occidental de la pennsula de Yucatn y del frente de la Sierra Madre Oriental hasta la plataforma continiental del Golfo de Mxico. Las cuencas y plataformas de edad Jursico-Tardo y Cretcico se desarrollaron sobre un sistema de fosas y pilares tectnicos, producto de la separacin entre Amrica del norte y Africa. Este fallamiento se produjo durante el Trisico-Tardo y dio origen al depsito de las capas continentales. Al incrementarse la separacin de los continentes, las primeras transgresiones marinas en las fosas tectnicas pre-exis-

tentes, dieron lugar a los depsitos de evaporitas y sal del SE del pas y del Golfo de Mxico. Sobre las cuencas y paleorrelieves jursicos y cretcicos de la planicie costera y la margen occidental del golfo de Mxico, se desarrollaron durante el terciario cinco cuencas principlaes, las cuales de norte a sur se han denominado: Cuenca de Burgos, Cuenca de Tampico-Tuxpan, Cuenca de Veracruz, Cuenca Salina del Istmo y Cuenca de Macuspana. Fuera de las reas tradicionalmente petroleras, situadas en el noreste de Mxico, slo en la porcin central de los estados de Coahuila y parte del Estado de Nuevo Len, se ha puesto de manifiesto la presencia de hidrocarburos tanto de sedimentos del Cretcico como en el Jursico Superior. Esta nueva rea productora de hidrocarburos se encuentra dentro de la unidad geolgica denominada Golfo de Sabinas, delimitada al oriente y poniente por los paleo-elementos Pennsula de Tamaulipas e Isla o Pennsula de Coahuila, respectivamente. En la figura 4 se ilustra un ejemplo de columnas geolgicas esperadas y reales de un pozo ya perforado. Estado mecnico, con columna geolgica atravesada y densidad de fluidos utilizados durante su perforacin. Preguntas y respuestas 1. En qu consiste una columna litolgica? Es la secuencia alternada de rocas sedimentarias. 2. Qu permiten evaluar los trabajos de exploracin geolgica y explotacin petrolera? El reconocimiento de las formaciones para la elaboracin de mapas geolgicos.

III. PROGRAMA DE TOMA DE INFORMACIN Desde la planeacin del pozo, se incluye un programa para la toma de informacin que consiste en determinar los intervalos o profundidades en los que se corren registros, se cortan ncleos o se efecta alguna prueba de produccin.

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ESTADO MECANICOPOZO: M USPAC 92PROF.(D IRECCI ONAL DE LA PERA DEL MUSPAC 62)

U. O. P. REFORMA

TU BERIAS DE REVESTIMIENTOPR O GRAM A REAL

COLUM NA GEOLOGICA PR O GRAM A REAL

P RO G. R EAL

DEN SIDADES1.0 1.1

0.8

0.9

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

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Figura 4 Ejemplo de columnas geolgicas esperadas y reales de un pozo ya perforado.

Registros Generalmente el uso de esta palabra est directamente relacionada con los registros de tipo geofsico. Sin embargo, existe otro tipo de registro llamado "Registro contnuo de parmetros de perforacin". Es un monitoreo, metro a metro, de las condiciones de perforacin. Este registro puede efectuarse en un slo intervalo o bien en todo el pozo e incluye la siguiente informacin: Velocidad de perforacin.. Exponente "d" y "dc" Costo por metro perforado. Peso sobre barrena Velocidad de rotaria, R.P .M.

Horas de rotacin. Torsin Temperatura de entrada y salida del fluido. Densidad de entrada y salida del lodo. Contenido de cloruros en el fluido a la entrada y salida. Deteccin de H2S y CO2. Presin de bombeo. Contenido de gas en el lodo. Gas de conexin. Litologa. Emboladas de la bomba. Niveles en presas. Densidad equivalente de circulacin. Presin de formacin y de fractura. Volumen de llenado. Toneladas kilmetro acumuladas del cable de perforacin.

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D SL I E E

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E U S NI V R A M L IO N E S

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1,200

1,200

IN I . A C HB R .


Adems del registro anterior, tambin se incluye el programa en la toma de Registros Geofsicos que incluye principalmente los siguientes tipos: SP: Registro de potencial espontneo. DIL: Registro doble induccin. DLL: Registro doble laterolog. RG: Registro de rayos Gamma. BHC: Registro snico compensado. CNL: Registro neutrnico compensado. FDC: Registro de densidad compensado. LDT: Registro de litodensidad. HDT: Registro de echados de la formacin. DR-CAL: Registro de desviacin y calibre del agujero. CBL: Registro de cementacin. Ncleos Las operaciones de corte de ncleos proporcionan muestras intactas de formacin. Es el nico mtodo para realizar mediciones directas de las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ella. A partir del anlisis de los ncleos, se tiene un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniera petrolera, gelogos, ingenieros en perforacin e ingenieros de yacimientos. Los gelogos y los ingenieros de yacimientos obtienen informacin sobre: Litologa Porosidad Permeabilidad Saturacin de aceite, gas y agua Interfaces Aceite-Agua, Gas-Aceite Rumbo y echado de las capas Para los ingenieros de perforacin, la mecnica de la roca proporciona informacin ms detallada a considerar en los futuros proyectos de perforacin.

Seleccin de la profundidad de corte del ncleo La profundidad dnde cortar un ncleo depende de varios factores entre ellos: 1.- Tipo de pozo: Exploratorio Desarrollo 2.- Tipo de informacin requerida: Geolgica Yacimientos Perforacin, etctera. Para casos de los pozos exploratorios, se requiere evaluar los horizontes que por correlacin tienen posibilidades de ser productores. Se cortan de 1 a 2 ncleos por intervalo dependiendo del anlisis de los primeros ncleos. As mismo, se busca obtener informacin geolgica adicional como: Litologa Textura Edad Depositacin Planos de fractura Porosidad, Permeabilidad y Saturacin de fluidos. Para el caso de los pozos de desarrrollo, la informacin requerida depende de los antecedentes de produccin de los pozos de correlacin: Distribucin de porosidades Distribucin de permeabilidades Permeabilidades relativas Saturacin residual de aceite

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Mojabilidad Presin en el volumen poroso Contacto agua aceite Susceptibilidad de acidificacin Por lo general se corta un ncleo en cada una de las formaciones que son productoras en los pozos de correlacin. Tipos de ncleos Existen dos mtodos para cortar ncleos: Ncleo de fondo Ncleos laterales ( pared del pozo) La seleccin del mtodo depende de varios factores, entre ellos: Profundidad del pozo Condiciones del agujero Costo de la operacin Porcentaje de recuperacin Las operaciones de fondo permiten la obtencin de diferentes tipos de ncleos: Ncleos convencionales Ncleos encamisados Ncleos orientados Ncleos presurizados Ncleos convencionales Este se realiza una vez que se ha llegado a la profundidad deseada. 1. Se baja el barril muestrero con la sarta de perforacin y se inicia el corte del ncleo. 2. A medida que la operacin contina, el ncleo

cortado se mueve al barril interior. 3. Cuando se tiene cortada la longitud programada, se reduce el peso sobre la corona, se aumentan las rpm y en algunas ocasiones, se detiene la circulacin para desprender el ncleo. 4. Por este mtodo, se obtienen muestras cilndricas de 9 m de largo y con dimetros que van de 2 3/8" a 3 9/16". 5. Una vez en la superficie, el ncleo se recupera en el piso de perforacin y el gelogo se encarga de guardarlo en forma orientada. Este mtodo es adecuado cuando se tienen formaciones compactas. Ncleos encamisados S se desea cortar un ncleo en formaciones pobremente consolidadas utilizando la tcnica convencional, la recuperacin es inferior al 10% de la longitud cortada. Es preferible encamisar un ncleo en formaciones suaves, quebradizas o semiconsolidadas.

A medida que se corta, el mtodo consiste en cu-

brir el ncleo, con una camisa de neopreno o de fibra de vidrio.

La consolidacin artificial de ncleo se lleva a cabocongelndolo o inyectndole gel plstico. Posteriormente se transporta al laboratorio para su anlisis. Ncleos orientados Una de las ventajas geolgicas de los ncleos sobre los recortes es que se pueden identificar estructuras diagenticas y sedimentarias a gran escala. El echado de los estratos, las fracturas y otras estructuras sedimentarias o diagenticas pueden evaluarse. En un ncleo convencional, tal estimacin es posible con una exactitud controlada por la inclinacin del agujero nucleado. Por ejemplo, s una estructura tiene un echado relati-

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vo al ncleo y el agujero tiene una inclinacin de 3, entonces el echado verdadero de la estructura puede estar entre 27 y 33. Cuando se desconoce la orientacin horizontal del barril, el buzamiento y los echados verdaderos no se pueden estimar. Adems, el buzamiento y los echados verdaderos de las estructuras en diferentes partes del ncleo pueden desconocerse si el ncleo se rompe en esas partes. Para conocer la orientacin de la herramienta en el fondo del pozo, se instala un multishot en un lastrabarrena anti-magntico arriba del barril muestrero. El multishot se fija al barril interior, lo cual permite que permanezca estacionario con el barril cuando se corta el ncleo. Se llevan a cabo las mediciones continuas de la inclinacin del agujero y de la orientacin de la cara del barril. Dentro del barril y despus de la recuperacin, la orientacin del ncleo se realiza por medio de una zapata orientadora fija al core catcher. Este dispositivo contiene tres cuchillas que marcan ranuras de referencia alrededor del ncleo, a medida que entra al barril interior. Con la combinacin de las mediciones multishot, la velocidad de penetracin y las marcas de orientacin en el ncleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y buzamiento de las estructuras. Adems, se pueden realizar anlisis de mineraloga y mecnica de la roca. Ncleos presurizados En las operaciones convencionales, las propiedades del ncleo cambian a medida que el ncleo viaja a la superficie. La declinacin en la presin y en algn grado en la temperatura, resultan en una liberacin de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificacin de la permeabilidad y porosidad absolutas y efectivas. La exudacin y la expansin del gas modifica

sustancialmente la saturacin relativa de los fluidos. Un ncleo presurizado permite obtener muestras que mantengan, lo ms cerca de las condiciones originales, la composicin y las propiedades representativas del yacimiento. Una vez cortado el ncleo, se presuriza el barril por medios mecnicos en la parte superior e inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales. Para compensar los cambios de presin por enfriamiento, se tiene una cmara de N2 a presin regulada. Una vez en la superficie, el ncleo se congela por medio de hielo seco o nitrgeno lquido durante 12 horas. La desventaja de esta tcnica es el costo. Ncleos de pared Esta tcnica se utiliza para recuperar pequeas muestras de las formaciones ya perforadas a una profundidad predeterminada. La pistola se baja con cable y se disparan las cmaras de recuperacin. Cada herramienta puede recuperar un promedio de 30 a 50 muestras a diferentes profundidades y paredes de agujero. Por lo general, esta tcnica se aplica una vez analizados los registros. El costo es bastante inferior. Las mediciones realizadas a los ncleos de fondo, tambin pueden efectuarse a las muestras de pared. Factores que afectan a los ncleos Existen dos factores bsicos que afectan los ncleos, estos son: el lavado de la roca por medio de los fluidos que penetran durante la perforacin y los cambios de presin y temperatura instantneos, a los que son expuestos. Para el primer caso, durante la perforacin, existe el problema dado por la penetracin en la roca. Ello provoca un desplazamiento de los fluidos originales (reduccin del contenido de hidrocarburos e incremento del contenido de agua) lo que afecta agregando fluidos diferentes a los originales (figura 5).

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ofrecen un servicio integral, desde el diseo de la prueba hasta su interpretacin.Fluidos ContenidosH ILFL SHU 6X

Aceite Gas 15 40

Agua 45

Cualquier prueba de pozo tiene una serie de objetivos. Estos se ven influenciados por consideraciones tcnicas, operacionales, logsticas y por el mismo comportamiento del yacimiento. Satisfacer todas las condiciones puede optimar los tiempos y costos de operacin. Los servicios integrales incluyen herramientas de fondo, equipos de superficie y sistemas de adquisicin de datos. La adquisicin de datos del fondo del pozo y superficie es un paso esencial para la evaluacin del yacimiento y la toma de decisiones de carcter econmico. En resumen las pruebas DST (Drill Stem Test) se aplican a pozos en agujero descubierto o entubado. Unicamente varan en los accesorios del aparejo de prueba; bsicamente en el elemento de empaque y el acondicionamiento inicial del pozo. Pruebas DST para pozos en perforacin La aplicacin de estas pruebas es comn durante la perforacin de pozos exploratorios, para evaluar en forma rpida zonas que por registros presenten posibilidades de contener hidrocarburos. Una prueba bien dirigida permite obtener una gran cantidad de datos tales como: ndice de productividad, dao, permeabilidad relativa, radio de drene, radio de invasin, espesor, saturacin, lmites del yacimiento, mecanismo de empuje, contenido de fluidos, etc. Estos son trascendentales en la toma de decisiones, tales como: si la terminacin es econmicamente rentable, disear la estimulacin o el fracturamiento en caso necesario, optimar el diseo de la terminacin, suspender la perforacin, no cementar la tubera de explotacin e inclusive taponar el pozo. Factores que se deben considerar antes de realizar una prueba DST a) Condiciones del pozo:

Expansin

Shrinkage

Barril Yacimiento

Despus del Lavado Fluido original

20 70

0 0

80 30

Figura 5 Ejemplo de cambios en la saturacin que se presentan en un ncleo desde su posicin original hasta condiciones superficiales.

Para el segundo caso, la presin y la temperatura son cambiadas bruscamente provocando un efecto durante la medicin de la permeabilidad, porosidad y resistividad, las cuales comnmente son usadas para definir el factor de resistividad de la formacin, el factor de cementacin y el exponente de saturacin. Pruebas de produccin Pruebas de produccin durante la perforacin Una prueba de formacin "DST" (Drill Stem Test) es un procedimiento que provee una terminacin temporal del pozo, con el propsito de evaluar en forma rpida el contenido de fluidos y las caractersticas de la formacin para determinar si es comercialmente explotable y optimar su terminacin. Esta prueba utiliza la tubera de perforacin como medio para conducir los fluidos producidos a la superficie. Ms adelante se describe el aparejo temporal utilizado. La interpretacin de la variacin de presin es la fuente principal de informacin sobre el comportamiento dinmico de un yacimiento. En la actualidad, los avances tecnolgicos en este rengln son considerables. Y diversas compaas

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Expulsin


Historia de perforacin. Condiciones mecnicas. Verticalidad. Compactacin de la roca.b) Condiciones del lodo:

lista de objetivos que sea suficiente para cada prueba, los ms comunes e importantes son

Evaluacin e identificacin de los fluidos de la formacin.

Medicin de la temperatura de fondo, las variaciones de presin y los gastos.

Tipo de lodo. Densidad. Viscosidad. Filtrado.c) Tubera del aparejo de prueba:

Determinar la rentabilidad de la terminacin. Obtencin de la productividad del pozo. Obtencin de muestras representativas de los fluidos de la formacin, para anlisis de laboratorio PVT (Anlisis de presin volumen temperatura).

Tensin. Presin de colapsoPruebas DST para pozos en terminacin. Las pruebas de produccin en la etapa de terminacin del pozo, tienen los mismos objetivos que la prueba en agujero descubierto, con la ventaja de tener cementada la tubera de explotacin. Con lo cual se eliminan riesgos. Se evitan pegaduras por presin diferencial, derrumbes por mala compactacin, irregularidades en el dimetro del agujero, etctera. Los cuidados necesarios antes de realizar esta prueba, son los mencionados anteriormente. Secuencia que se debe seguir para realizar con xito una prueba de formacin: Objetivos Diseo de la prueba Medidores de fondo y superficie Monitoreo de tiempo real y toma de muestras De fondo y superficie Operacin y adquisicin de datos Validacin de las pruebas Informe final Preparacin del pozo Seleccin del equipo Objetivo de la prueba: Una prueba exitosa exige un buen diseo y un objetivo bien definido. Aunque no es posible hacer una

Determinacin de parmetros tales como permeabi-

lidad, ndice de productividad, dao, etc, para disear en forma ptima la terminacin. Procedimiento de ejecucin Paso 1.- Escariar la ltima T.R. con la herramienta adecuada. Paso 2.- Acondicionar el agujero y tomar los registros necesarios (calibracin, de coples, litolgico, etctera.). Paso 3.- Efectuar reunin de trabajo con el personal involucrado, explicando el objetivo de la prueba, las normas de seguridad y asignar tareas especficas para evitar errores durante la prueba. Paso 4.- Armar el aparejo de prueba y probar hidrulicamente el cabezal de produccin y los preventores con la presin de trabajo de los mismos. Paso 5.- Bajar el aparejo DST con la vlvula principal cerrada, llenar el mismo con el fluido previamente determinado (agua, salmuera, etc.) y probarlo hidrulicamente (3 veces como mnimo). Paso 6.- Mientras se baja el aparejo, instale y pruebe el equipo superficial (el tanque de medicin, el separador, el quemador, etctera). Paso 7.- Armar e instalar la cabeza de prueba, las lneas de control y efectuar la prueba hidrulica.

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Paso 9.- Anclar el empacador siguiendo las indicaciones de la compaa. Paso 9.- Abra la vlvula principal: a) Deje 14 kg/cm2 de presin testigo en la TP . b) Cierre los preventores. c) Aplique presin al espacio anular hasta que observe variacin de la presin testigo dejada en la TP lo , cual indicara que la vlvula ha sido abierta. Cuantifique el volumen utilizado para represionar. Paso 10.- Abra el pozo al tanque de medicin por el estrangulador, hasta que se recupere el volumen de fluido programado (1er periodo de flujo). Paso 11.- Proceda a efectuar el cierre de fondo, cerrando la vlvula principal mediante el depresionamiento del espacio anular. La duracin recomendada para este periodo es de 2 horas. Paso 12.- Abra la vlvula principal y efecte el 2do periodo de flujo, midiendo el gasto en el tanque. La duracin de este periodo ser de 3 horas o el necesario para recuperar el volumen programado. Paso 13.- Antes de finalizar este periodo de flujo operar el muestrero. Paso 14.- Efecte el cierre final desfogando la presin del espacio anular. El tiempo recomendado para este periodo de restauracin de presin es de dos veces el periodo anterior de flujo, si se present alta productividad y de tres veces si la produccin fue baja. Paso 15.- Abra la vlvula de circulacin y controle el pozo por circulacin inversa. Paso 16.- Desancle el empacador. Paso 17.- Desconecte la cabeza de prueba y recupere el aparejo de prueba. Paso 19.- Elabore un informe completo de interpretacin, recomendaciones y conclusiones de la prueba efectuada. Preguntas y respuestas 1. Mencionar las principales caractersticas petro-

fsicas que se obtienen a partir del anlisis de ncleos. 2. Calcular por rumbo y distancia las coordenadas finales considerando los siguientes datos del tubo conductor. Rumbo: N35E. Distancia: 800 metros. Coordenadas, tubo conductor: X = 520,320.00 Y = 1,925,300.00 3. Enumerar los factores que deben considerarse al realizar una prueba de produccin (DST), durante la perforacin. IV. RECOPILACIN Y ANLISIS DE LA INFORMACIN DE POZOS DE CORRELACIN Uno de los aspectos ms importantes en el proceso del diseo de la perforacin de un pozo es el de determinar las caractersticas tcnicas (formaciones a perforar, estabilidad, etc) y problemas que se podran encontrar durante la perforacin del mismo. Esto se puede realizar mediante el anlisis de la informacin generada en el campo. De la calidad y cantidad de informacin disponible depender la calidad del proyecto a realizar. Pozos exploratorios.- la informacin disponible para el diseo de la perforacin en pozos exploratorios se limita a estudios geolgicos y geofsicos realizados en el campo prospecto. Aunque el ingeniero en perforacin no es el responsable de la localizacin del pozo prospecto, el conocimiento geolgico del rea le permitir: -Determinar la geologa del pozo a perforar. -Identificar anomalas geolgicas que pueden encontrarse durante la perforacin. El empleo de la informacin geofsica, en particular informacin sismolgica permite determinar la litologa a perforar, presiones de formacin y fractura, propiedades mecnicas de las formaciones y echados de las formaciones.

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Pozos de desarrollo.- Si el pozo prospecto es de desarrollo se contar con la informacin generada durante la perforacin de pozos perforados anteriormente en el mismo campo. Registros geofsicos La existencia de ciertos registros geofsicos constituyen una poderosa herramienta para predecir lo que se espera en el pozo a disear. Por ejemplo, los registros de resistividad y/o de porosidad nos permiten efectuar una prediccin adecuada de las presiones de formacin y fractura que es una informacin fundamental para poder realizar el diseo apropiado del pozo a perforar. De la cuantificacin correcta de estas presiones depender la profundidad de asentamiento de tuberas de revestimiento, programas de densidades del fluido de perforacin, diseo de lechadas de cemento y diseo de tuberas de revestimiento; es decir el diseo total del pozo. Adems el hecho de perforar el pozo hasta el objetivo planeado depender muchas veces de la cuantificacin correcta de estas presiones. La seccin estructural se va correlacionando con los contactos geolgicos para programar el diseo y asentamiento de tuberas de revestimiento, densidad de los fluidos de control, zona de presiones anormales. La existencia de zonas problemticas puede comprenderse mejor si se cuenta con informacin de carcter geofsico. Las zonas arcillosas son potencialmente zonas problemticas durante la perforacin. La forma en la que el material arcilloso se encuentra depositado, afecta algunos parmetros, los cuales son obtenidos por medio de los perfiles dependiendo de la proporcin de arcillas presentes, sus propiedades fsicas y la forma en que se encuentran. Estudios al respecto muestran que el material arcilloso se encuentra depositado en tres formas: Laminar Estructural Dispersa Laminar: Consiste en una serie de lutitas y/o arcillas

en forma laminar, depositadas entre las capas arenosas y/o limolticas. Aunque este tipo de arcillas no tiene mucha ingerencia en la porosidad pero s en los registros, en especial los Rayos Gamma, Induccin de alta Resolucin (HRI). Estructural: Este tipo de arcilla se encuentra presente en forma de granos o ndulos en la matriz de la formacin, es decir, forma parte del cuerpo, aunque este tipo de arcilla tampoco le afecta la porosidad se considera con las mismas propiedades de las arcillas laminares. Dispersa: Este tipo de arcilla se encuentra en dos formas diferentes: En forma de acumulaciones adheridas a los granos o revistiendo los mismos. Llenando parcialmente los canales porosos ms pequeos (intergranulares, intersticios), este tipo de arcilla reduce la porosidad considerablemente. Todas las arcillas pueden presentarse simultneamente en la misma formacin, sin embargo por lo general la arcilla predomina en una sola capa o tipo y se han originado "Modelos simplificados", los cuales permiten obtener valores razonables de porosidad y saturacin de agua, dependiendo del tipo predominante de arcilla. En la prctica y para conceptos de interpretacin se considera que las arcillas laminares y estructurales, tienen en promedio, las mismas propiedades que las arcillas de las capas adyacentes, ya que tericamente estn sometidas a la misma presin de sobrecarga y que son regularmente uniformes. Comportamiento de los diferentes registros frente a intervalos o formaciones de zonas arcillosas. Los registros de resistividad son afectados debido a las bajas resistividades de las arcillas, esta reduccin es en mayor proporcin en arenas arcillosas de tipo laminar y estructural que en las dispersas. La curva de SP vara cuando se perfora con lodos base agua, cuanto ms grande sea la proporcin de arcillas ms reducida ser la desviacin o valor de la

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curva SP respecto al valor de este en una formacin limpia de suficiente espesor, que tuviese el mismo tipo de agua de formacin. Cabe mencionar que adems la presencia de hidrocarburos, tambin contribuye a reducir an ms el valor de la curva SP y es mayor en arenas arcillosas. Esta reduccin de la curva SP es ms notoria en las arcillas tipo laminar y estructural que en la dispersa, la desviacin de la curva una vez corregida por espesor de la capa se le conoce como SSP (Potencial Espontneo Pseudoesttico). Otros tipos de registros: Densidad: Es el perfil de la densidad, responde a la densidad electrnica del medio, la presencia de arcillas en la formacin produce el aumento de la porosidad efectiva que puede obtenerse del registro, ya que por lo general, la densidad de las lutitas estn en el orden de 2.2 a 2.65 gr/cc. Neutrn: El registro neutrn responde a todo el hidrgeno contenido en la formacin, esto tambin incluye el hidrgeno en el agua intersticial presente en las arcillas, lo cual significa que la lectura del perfil se encuentra incrementada por efecto de arcillas presentes en la formacin. Snico: La presencia de arcillas en la formacin afecta a la lectura del registro, aumenta dependiendo del tipo de distribucin de la arcilla presente ya sea laminar, estructural o dispersa. Estas consideraciones aplican ms a formaciones compactas. Como anteriormente se mencion con los registros anteriores se puede efectuar el clculo de volumen de arcilla (Vsh), para fines de porosidad efectiva y la saturacin de agua. El anlisis de registros en arenas arcillosas es difcil especialmente cuando se tienen resistividades bajas en el orden de 1 o 2 ohms y cuando los registros de Densidad Neutrn demuestran pobre desarrollo en la porosidad. Aos atrs no era muy atractiva la perforacin en campos con yacimientos en formaciones de este tipo debido a la elevada inversin econmica. Hoy en da son grandes desafos al perforar y produ-

cir a un costo menor. Contamos con herramientas y tcnicas de nueva tecnologa, las cuales nos ayudan a obtener informacin directa de los fluidos en los yacimientos, as como tambin imgenes de la formacin conjuntamente con sus caractersticas y comportamiento. Registros de fluidos de perforacin El diseo de los fluidos de perforacin va en funcin de la litologa, temperatura, hidrulica, tipo de pozo (exploratorio, desarrollo, delimitador, profundizacin), perfil del agujero, programa de dimetro de agujero y tuberas de revestimiento (convencional, esbelto, ncleos continuos, etc), profundidad del pozo, logstica, daos a la formacin y restricciones ambientales. Los fluidos deben ser desarrollados con las propiedades y caractersticas apropiadas para todas las operaciones que se realizarn considerando los costos de los mismos. Durante la intervencin del pozo se lleva un registro de fluidos de perforacin con la finalidad de ir monitoreando su comportamiento y comparando con las estadsticas de los pozos vecinos. Los reportes de fluidos describen las caractersticas fsicas y qumicas del sistema de lodos, los cules se hacen diariamente. La figura 6 ilustra un formato de reporte del lodo que incluye la siguiente informacin: Nombre del Pozo Fecha Profundidad Datos de las bombas de lodo Equipo para el control de slidos Densidad Viscosidad Marsh pH del lodo Viscosidad plstica Punto de cedencia Gelatinosidades Contenido de cloruros Contenido del in calcio Contenido de slidos Filtrado Por ciento de aceite

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Por ciento de agua Cantidad de slidos Temperatura Filtrado

foracin, destacando la informacin relevante, as como los problemas encontrados, registros geofsicos tomados, rcord de barrenas, equipo de perforacin utilizado, etc., adems de toda la informacin que se

TU BO CONDUCTORMA RIAL Y TE ES CON CEPTOS TR24 BN 30 ACA TIDAD N

PRIMERA ETAPAT .R.16 BN 22 ACA NTIDA D

SEGU NDA ETAPACA TIDAD N

TERCERA ETAPACA TIDAD N

CU ARTA ETAPATOT ALC TIDAD AN CAN TIDAD

T .R.103/4 BN 14 T 75/8 BN 9 A .R A 3/4 1/2 T BN 57/8 .R.5 A

BARITA 0 TON DIESEL 710292 87.0611 MB 34.36 MB 6980.95 MB OXIDO DE CALCIO SECUESTRANTE H2S CONT. CIA. DRILLINGFUIDS MI. 0 OBT. CELULOSICO MED 0 OBT CELULOSICO FINO 0 AGUAQUIM SUBTOTAL MAT. QUIMICO (COSTO) 7102.92 TIPO DE LODO Y DENSIDAD BENT. 1.08 KLA-GARD 1.25 E.I.DENS=1.47 E.I.DENS 1.55 E.I.DEN.0.90-0.89 VOLUMEN RECIBIDO Y COSTO MB 129 MB 9547.45 1045.5 MB 597 MB 7775.95 MB VOLUMEN ENVIADO Y COSTO 129 MB 140 MB 855 60 MB 131 MB 395 MB VOLUMEN PERDIDO Y COSTO 140 MB 315 MB 8989.49 787.5 MB 366 MB 7380.95 MB SERV. INT. FLUIDO MANTTO. E.T. (CIAMI.) 1741.73 1741.73 MB ATN. TECNICA POR MANTTO. (CIA. MI.) 43 43 DAS CONTRATO INT. DE FLUIDO CIAS (MI.) 4332 50 MTS 850 MTS 2200 MTS 840 MTS 392 MTS MATERTIAL CONTINGENCIAS (LODOS/P) 160 0 MB 160 MB SERV. INT. ATN. TECNICA 125 3 DIAS 13 DAS 34 DAS 40 DAS 35 DAS BARITA PROPORCIONADA POR CIA. 1628.13 63.88 TON. 260.19 TON 516.995 TON 787.1 TON. CONTT. CIA. CONTROL SOL COMSERTEC 174 8 DAS 13 DAS 34 DAS 40 DAS 79 DAS SERV. MANTTO GRAL. EQ. CONV. CONT. SOL SERV. 1 1 SERV. SERV. LIMPIEZA INT/EXT. DE TUBERIA 35 DAS 35 DAS 70 SERV. RETROESCAVADORA DAS 9 DAS 8 DAS 17 COSTO SANEAMIENTO DE RECORTES 0 SUBTOTAL SERV. POR CONTRATOS FECHA INICIO Y TERMINO 17/01 AL 19/01/98 20/01 AL 1/02/98 2/02 AL 7/03/98 8/03 AL16/04/98 17/04 AL 25/06/98 METROS PERF Y DESVIADOS 4530 50 MTS 850 DAS 2200 MTS 840 MTS 590 MTS COSTO POR METRO PERFORADO 0 RECORTES TRANSPORTADOS VIAJES 0 0 AGUA RESIDUAL TRANSPORTADA 1 1 VIAJ COSTO POR TRANP. MQ. LODO DIESEL 455 VIAJ 17 VIAJ 8 VIAJ 430 VIAJ SUBTOTAL SERVICIOS DE APOYO PROBLEMAS*Figura 6 Formato de reporte diario de fluidos de perforacin.

TON MB TON TON

MB MB MB MB DAS MTS MB DAS TON DAS SERV. DAS DAS MB MTS MB DAS VIAJ VIAJ

1.- CLASIFICACIN2.- PRDIDADECIRC. 3.- PEGADU 4.- PESCA5.- DERRU 6.- RESISTEN 7.- FRICCIN8.- A RA MBE CIA TRAPAMIEN 9.- DESVIA, POZO TO

Enjarre Historia de perforacin Registra todos los eventos ocurridos durante la per-

considere pertinente. Resumen de operaciones Se realiza un programa resumido de las operaciones que se ejecutan durante la intervencin del pozo, as

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como al trmino del mismo se hace un resumen operacional el cul consiste en un informe de operaciones donde se van detallando las operaciones a medida que se est interviniendo el pozo, con sus operaciones normales, problemtica que se presenta, como fue solucionada, asentamientos de tuberas de revestimiento, cementaciones, das de duracin de cada etapa de perforacin, cambio de etapa, das totales. Todo lo anterior es con la finalidad de tener estadstica y conocer ms el campo, verificando el tiempo programado durante la intervencin con el tiempo real, correlacionando para las futuras programaciones de perforacin en el mismo campo. Distribucin de tiempos En el programa detallado para la perforacin de un pozo, se tiene el tiempo estimado en perforar. La distribucin de tiempos de los pozos vecinos previamente perforados sirven como referencia as como las estadsticas y el tiempo real que utilizaron por ejemplo: Perforando Registros geofsicos Preparativos e introduccin de T. R. Preparativos y cementando Instalacin o desmantelacin de BOPS o CSC (Preventores o conexiones superficiales de control) Probando BOPS o CSC Circulando Viajes, armar, desconectar. barrena., herramienta, tubera de perforacin. Desplazando fluidos Cortando y recuperando ncleo Rebajando cemento, pruebas de tuberas de re vestimiento. Servicios direccionales Deslizando y cortando cable Plticas de seguridad o simulacros Esperando fraguado

Es muy importante correlacionar para las futuras programaciones y diseos de perforacin en el mismo campo. En la figura 7 se ilustra un formato de la distribucin de tiempos en la perforacin de un pozo. Registro de barrenas En cada pozo que se va interviniendo se lleva un registro de barrenas con la finalidad de programar en el prximo diseo de pozo las barrenas ideales para cada formacin y condiciones de operacin ptimas de trabajo para cada etapa. La estadstica consiste en: Nm. de Barrenas Caractersticas Rendimiento Condiciones de operacin Fluido Desgaste Observaciones En la figura 8 se ilustra un formato del registro de barrenas: Configuraciones estructurales La ubicacin estructural para el diseo de un pozo de desarrollo proporciona informacin valiosa para el inicio de los trabajos ya que de ellos depende en gran parte el xito de la perforacin. Preguntas y respuestas 1. Qu permite conocer el aspecto geofsico del rea donde se perfora? 2. Para qu nos sirven los registros geofsicos, al planear la perforacin de un pozo? 3. En qu formas se encuentra depositado el material arcilloso?

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geofsicos

geofsicos

Figura 7 Formato de la distribucin de tiempos en la perforacin de un pozo.

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Figura 8 Formato del registro de barrenas de un pozo en perforacin.

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V. DETERMINACIN DE LOS GRADIENTES DE PRESIN (FORMACIN Y FRACTURA)

la mejor evaluacin de los gradientes de formacin y de fractura. En los ltimos aos, se han desarrollado varios mtodos y softwares para la estimacin de los gradientes de presin y de fractura, los cuales son la base fundamental para seleccionar en forma adecuada las zonas de asentamiento de las tuberas de revestimiento y determinar las densidades del fluido de perforacin para las diferentes etapas del pozo. La existencia de formaciones geolgicas altamente presurizadas en el subsuelo han causado severos problemas durante la perforacin y terminacin de pozos en muchas reas petroleras del mundo. En ocasiones han generado la contaminacin del entorno ecolgico, la prdida de vidas humanas, la prdida de reservas de hidrocarburos y grandes erogaciones econmicas para su control y la forma para remediar los daos causados. En nuestro pas, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un rango de edades geolgicas que van desde el Terciario hasta el Jursico, en profundidades desde unos cuantos metros hasta ms de 5 mil en zonas tanto terrestres como costa afuera. En la actualidad, con la explotacin de los horizontes productores y una baja importante en la presin de los mismos, ha tenido un impacto importante en las zonas de transicin que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en donde muchas veces se presentan prdidas de circulacin y obligan a la cementacin de tuberas de revestimiento que se encuentran fuera de programa. Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se ha logrado atenuar la problemtica descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una actualizacin y divulgacin efectiva de los conocimientos necesarios para controlar este tipo de problemas.

La bsqueda de hidrocarburos ha obligado a perforar a mayores profundidades. Esto exige a la Industria Petrolera retos cada vez mayores y difciles de vencer. Entre estos retos, se encuentra la determinacin adecuada de la densidad del lodo para atravesar las diferentes capas terrestres, la determinacin del asentamiento de las tuberas de revestimiento y la geometra del pozo. El conocimiento exacto de los gradientes de formacin y de fractura, juegan un papel de gran importancia en las operaciones de perforacin y terminacin de pozos. Constituyen la base fundamental para la ptima programacin del lodo de perforacin y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberas de revestimiento para mantener el control del pozo. Con programas de perforacin bien planeados se reduce el dao causado por el lodo a las formaciones productoras, se aumenta al mximo el ritmo de penetracin y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal asentamiento de las tuberas de revestimiento, especialmente en zonas con presin anormal donde la presin de formacin puede estar muy cercana a la de fractura. Por lo que, el entendimiento del origen, la deteccin y evaluacin de las presiones de formacin y de fractura es sumamente importante, especialmente en la perforacin de tipo exploratorio. El mtodo ms efectivo para planear la perforacin de un pozo y determinar cmo se llevar el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones. En el perfil se comparan las relaciones entre la presin de formacin, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la perforacin. Tiene ms relevancia cuando se trata de un pozo sobre presionado. El conocimiento de ciertos principios geolgicos y leyes fsicas es til para comprender el estudio de presiones anormales. Sin embargo, la interpretacin real de los datos generados durante la perforacin y aquellos obtenidos de los registros geofsicos, est basada principalmente en la experiencia. Por ello la interpretacin prctica de datos de campo nos dar

Cabe mencionar que los cambios de presiones estn ligados -entre otros casos- a cambios de temperatura y permeabilidad de los yacimientos, atribuibles a cambios mineralgicos de las formaciones y por consiguiente, a cambios laterales o verticales de facies y planos de falla.

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Se presentan los principios fundamentales en relacin al trmino de presiones de formacin y de fractura, su uso y origen. Por otra parte, se ofrece un ejemplo de evaluacin y experiencias adquiridas en el manejo de las presiones anormales y su aplicacin en el desarrollo de la perforacin del Campo Sen. De la diversidad de tecnologas aplicadas, se resalta la determinacin de las propiedades mecnicas de las rocas, a partir del registro snico digital. Complementada con la aplicacin de la metodologa conocida en la determinacin de los puntos de asentamiento de las tuberas de revestimiento, desde los perfiles de gradientes de poro y fractura. As se obtienen resultados satisfactorios. Gradientes de formacion y de fractura Las propiedades de las formaciones lutticas se utilizan para predecir y estimar la magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a sus caractersticas, y adems constituyen un gran porcentaje de los sedimentos depositados en las zonas petroleras. Debido a que los estratos lutticos son notablemente sensibles a los procesos de compactacin, estos han constituido una valiosa ayuda en la deteccin y construccin de perfiles de presin. Cuando el agua intersticial es libre de escapar, se desarrollan presiones normales en las formaciones, la compactacin de las lutitas es funcin principalmente de la profundidad. Por lo tanto, a mayores profundidades de enterramiento, es mayor el grado de compactacin y la densidad que exhiben. Las rocas lutticas con presiones arriba de la normal, presentan una porosidad mayor que la de una formacin de las mismas caractersticas con presin normal, debido a que contienen una mayor cantidad de fluido. Como resultado de lo anterior, los parmetros de las lutitas sensibles a la compactacin y obtenidos de los registros, son graficados contra la profundidad para determinar una tendencia normal de compactacin. La forma y la pendiente de esta tendencia es caracterstica de las formaciones de una regin geolgica, de un solo campo y algunas veces, solamente de un bloque fallado. Los comportamientos tpicos que presentan la resistividad y conductividad en zonas anormales, tambin pueden ser originados por formaciones impreg-

nadas de agua con alto contenido de sales minerales. Una de las mejores herramientas usadas tanto para la deteccin como para la estimacin de las zonas con presiones anormales, son aquellas que utilizan los datos obtenidos de los registros geofsicos, principalmente los snicos que estn menos influenciados por las caractersticas del lodo usado durante la perforacin. Conceptos fundamentales Se hace una breve descripcin de las teoras bsicas que explican el origen de las presiones anormales en el subsuelo, as como definiciones y conceptos bsicos necesarios para una mejor comprensin del tema. Presin hidrosttica Es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre una unidad de rea. No importa cul sea el rea de la seccin de la columna y se expresa de la siguiente manera: Ph = pD/10 {Kg/cm2} La presin hidrosttica es afectada por:

Contenido de slidos. Gases disueltos.

D AFigura 9 Presin hidrosttica.

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La diferencia de gradientes de temperatura del fluido. Presin de sobrecarga Es la presin ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera: S = peso matriz rocosa + peso fluido intersticial

dio del gradiente de sobrecarga es 0.231 Kg/cm2/m, que corresponde a una densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 g/cm3. El gradiente de sobrecarga vara de un lugar a otro y debe calcularse para cada zona en especial. Para calcular la presin de sobrecarga se deben leer datos del registro de densidad a varias profundidades y considerar que la densidad de la roca vara linealmente entre dos profundidades, as como determinar la densidad promedio. En la zona del terciario de la zona continental del Golfo de Mxico, la presin de sobrecarga podra aproximarse as: S = 0.231 Kg/cm2/m

S = (1 - ) R g D + f g DPorosidad

DFigura 10 Presin de sobrecarga.

brecarga : GSC = (1 - ) R + R Donde: GSC = Gradiente de sobrecarga (gr/cm3)

Gee ain rt d de So-

Esfuerzo de sobrecarga (prof.)Figura 11 Efecto del esfuerzo de sobrecarga sobre la porosidad de formacin durante la compactacin normal.

Presin de formacin La presin de formacin es aquella a la que se encuentran confinados los fluidos dentro de la formacin. Tambin se le conoce como presin de poro. Las presiones de formacin o de poro que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o subnormales (bajas). Generalmente, los pozos con presin normal no crean problemas para su planeacin. Las densidades del lodo requeridas para perforar estos pozos varan entre 1.02 y 1.14 gr/cm3. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir TRs adicionales para cubrir las zonas dbiles o de baja presin

f = Porosidad promedio de las formaciones encima de la profundidad del punto de inters (%). rR = Densidad promedio de las rocas encima del punto de inters (gr/cm3) Puesto que la porosidad no disminuye en forma lineal con la profundidad bajo una compactacin normal de sedimentos, entonces el gradiente de sobrecarga nicamente se incrementa con la profundidad, pero no en forma lineal (figura11). Un valor prome-

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cuyo origen puede ser: factores geolgicos, tectnicos o yacimientos depresionados por su explotacin. Las presiones anormales se definen como aquellas presiones mayores que la presin hidrosttica de los fluidos de formacin. Considerando una capa de sedimentos depositados en el fondo del mar, a medida que ms y ms sedimentos se agregan encima de la capa, el peso adicional los compacta. Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por la compactacin. Mientras este proceso no sea interrumpido y el agua subsuperficial permanezca continua con el mar arriba, la presin dentro de la formacin se dice que es normal o hidrosttica. A la presin de formacin generalmente se le llama gradiente de presin. Estrictamente no lo es: ya que el gradiente de presin se obtiene dividiendo la presin de formacin entre la profundidad. Sus unidades sern Kg/cm2/m lb/pg2/pie. Sin embargo en la perforacin se ha hecho costumbre utilizar densidades como gradiente. Si los fluidos de formacin son agua dulce, el gradiente normal gn = 1.00 gr/cm3 = 0.1 Kg/cm2/m = 0.433 lb/pg2/pie. El gradiente normal en el subsuelo vara entre las diferentes provincias geolgicas, debido a que los fluidos del subsuelo contienen cantidades variables de slidos disueltos y gas, y estn sujetos a diferentes temperaturas y presiones. Por esto mismo en regiones costeras, el fluido de formacin es agua que contiene aproximadamente 80,000 ppm de cloruros (agua salada), con una densidad de 1.07 gr/cm3 ( 8.91 lb/gal), que es el gradiente normal aceptado para regiones costeras. En zonas terrestres, se ha observado que los gradientes de presin normal varan de 0.98 a 1.06 gr/cm3 (8.18 a 8.83 lb/gal). Debido a que en muchas de estas reas prevalecen las presiones subnormales, en ocasiones, el gradiente normal se define como un valor igual al del agua dulce. Esto es gn = 1.0 gr/cm3 (8.33 lb/gal) para zonas terrestres. Una forma prctica y sencilla para describir las presiones anormales, o sea aquellas en las cuales el fenmeno hidrosttico se interrumpi, es como sigue: Pa = 0.1 x gn x Prof. + p

Donde: Pa = Presin anormal de formacin (kg/cm2). D p = Incremento de presin (Kg/cm2) Pa = ga x Prof. Donde: ga = Gradiente de presin anormal (Kg/cm2/m). En la figura 12 puede compararse el gradiente de presin anormal ga con el de presin normal y el subnormal gsn. Resumiendo, las presiones de formacin pueden ser: Subnormales Cuando son menores a la normal, es decir, a la presin hidrosttica de la columna de fluidos de formacin extendida hasta la superficie. Normales Cuando son iguales a la presin hidrosttica ejercida por una columna de fluidos de formacin extendida hasta la superficie. El gradiente de presin normal es igual a 1.07 gr/cm3 (8.91 lb/gal) en zonas costa fuera y 1.00 gr/cm3 (8.33 lb/gal) en reas terrestres. Anormales Cuando son mayores a la presin hidrosttica de los fluidos de formacin. Las presiones anormales afectan el programa de perforacin del pozo en muchos aspectos, dentro de los cuales se tienen:

La seleccin del tipo y densidad del lodo. La seleccin de las profundidades de asentamiento de las tuberas de revestimiento.

La planeacin de las cementaciones.

Adems, debern de considerarse los siguientes problemas que se pueden derivar de las altas presiones:

Brotes y reventones.

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Pegaduras de la tubera por presin diferencial. Prdidas de circulacin por usar lodos densos. Derrumbes de lutita.0t 2 B h q v r r i h y t 2 B h q v r r h y t h 2 B h q vr r h h y

Proceso de compactacin El proceso de sedimentacin involucra la depositacin de capas o estratos de partculas de diferentes rocas. A medida que estas capas continan depositndose, se incrementa la presin de sobrecarga y las capas inferiores de sedimentos son forzadas hacia abajo para permitir mayor depositacin en la superficie. En condiciones normales de perforacin, la presin de formacin es la nica que interesa ya que es capaz de producir flujo de fluidos hacia el agujero bajo ciertas condiciones geolgicas. La manera en que la matriz rocosa absorbe el aumento de la presin de sobrecarga, servir para explicar la generacin de presiones anormales en este ambiente. La forma ms simple en que la matriz rocosa puede incrementar su resistencia es aumentar el contacto grano a grano de las partculas individuales de la roca. Esto implica que la porosidad resultante debe disminuir con la profundidad bajo condiciones sedimentarias normales. Si el proceso de compactacin normal de la porosidad se interrumpe no permitiendo que los fluidos en los espacios porosos se escapen, la matriz rocosa no podr aumentar el contacto grano a grano. O sea, su capacidad para soportar presin de sobrecarga. Producir presiones de fluido mayores que las normales. Por ejemplo: Se puede considerar en un caso cualquiera de compactacin normal, que el gradiente de sobrecarga sea igual a 2.30 gr/cm3, y como la presin de formacin es normal e igual a 1.07 gr/cm3, entonces se puede establecer la siguiente igualdad. Presin de sobrecarga = Esfuerzo de matriz + Presin de formacin. En gradientes, sera: 2.30 = 1.23 + 1.07 Esto significa que si se tomara un plano horizontal de rea unitaria, podra considerarse que el 53.5% de esa rea estara ocupada por los granos de roca y el restante por los fluidos contenidos en el espacio poroso. (Figura 14).

Q S P A V I 9 D 9 6 9

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t p 2 B h q v r r q r i r p h t h

t tp

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6000T V 7 I 6 I P S H 6 G

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P S H 6 G

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1200 0 0 140 280 420 560 700 840Q r vy q r s h p vy v

Figura 12 Gradientes de formacin.

Presin de fractura Es la fuerza por unidad de rea necesaria para vencer la presin de formacin y la resistencia de la roca. La resistencia que opone una formacin a ser fracturada, depende de la solidez cohesin de la roca y de los esfuerzos de compresin a los que se someta. Las formaciones superiores solo presentan la resistencia originada por la cohesin de la roca. A medida que aumenta la profundidad, se aaden los esfuerzos de compresin de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayora de las fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente se rompe a presiones inferiores a la presin terica de sobrecarga).

Figura 13 Gradientes de fractura.

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1 Area total = 1.00 Area Rocosa = 0.535

1

Area de fluidos = 0.465

Figura 14 Compactacin normal.

do general usado para predecir la presin de poro utilizando la velocidad de perforacin ha sido el exponente dc. Este no toma en consideracin cualquier cambio en la compactacin de la lutita y por esta razn su aplicacin es limitada. Para que el mtodo sea ms cercano a la realidad se debe conocer el coeficiente de compactacin de la lutita, y la compactacin de la lutita bajo la barrena es una relacin directa de la presin diferencial. Este coeficiente puede determinarse de registros elctricos o de pruebas en laboratorio. Cuando se utilice la ecuacin de Eaton para el clculo de la presin de poro, se debe considerar la compactacin de la lutita. Por ejemplo, considerando la compactacin de la lutita en la ecuacin de Eaton para calcular el gradiente de presin de poro para lutitas en la costa del golfo utilizando la conductividad, es: Pp = (GSC) - [(GSC) - (GPN)] (Cn/Co)c Esta ecuacin da buenos resultados en lutitas del Plioceno y Mioceno. Para lutitas del Oligoceno en el sur de Texas, generalmente se obtienen mejores resultados si el exponente toma en cuenta que las lutitas ms viejas estn menos compactadas cuando se aplica presin diferencial. Origen de las presiones anormales Las pocas geolgicas en que se han encontrado presiones anormales pertenecen a las eras, Zenozoica, Mesozoica y Paleozoica. Estadsticamente, las zonas de presiones anormales se encuentran con mayor frecuencia en sedimentos del periodo Terciario. Sin embargo, las presiones anormales del periodo Jursico son en ocasiones las de mayor magnitud. Requieren densidades de lodo mayores de 2.40 gr/cm3 (20 lbs/gal). Aunque el origen de las presiones anormales sigue siendo una incertidumbre, existen varios mecanismos que tienden a causarlas. En la mayora de las zonas estudiadas, existe una combinacin de cualquiera de los siguientes mecanismos: Nivel piezomtrico de fluido.

En el caso de que el proceso normal de compactacin haya sido interrumpido, entonces el contacto grano a grano no se incrementara lo suficiente. Por lo tanto, mayor cantidad de fluidos quedaran atrapados. En la figura15 se ilustra la distribucin unitaria que se presentara en este caso,en la cual el gradiente del esfuerzo de la matriz rocosa sera = 0.99 gr/cm3 y el gradiente de formacin sera 1.31 > 1.07 gr/cm3, el cual ya es anormal.

1

Area total = 1.00 1 Area Rocosa = 0.465 < 0.535 (normal) Area de fluidos = 0.535 > 0.465 (normal)

Figura 15 Compactacin Anormal.

Para que las presiones anormales queden atrapadas dentro de su ambiente y no se disipen, es necesario que un mecanismo de sello est presente. El sello que ms se encuentra en las cuencas sedimentarias es la depositacin rpida de un estrato rocoso de baja permeabilidad como una lutita limpia. Esta reduce el escape normal del fluido. Causa subcompactacin y presiones anormales de fluidos. El sello tambin ocurre como resultado natural de prdida de permeabilidad por la compactacin de sedimentos de grano fino, como arcillas o evaporitas. Ecuacin de Eaton: La tcnica para la determinacin de gradientes de formacin y de fractura, fue desarrollada para ser aplicada en lutitas ya sean suaves o duras. Un mto-

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Caractersticas del sistema roca-fluido. Ritmo de sedimentacin y ambiente de deposito. Actividad tectnica. Fenmeno de diagnesis. Represionamiento o recarga. Fenmenos osmticos y de filtracin. Efectos termodinmicos. Nivel piezomtrico de fluido Cuando una capa porosa y permeable aflora y est confinada por otras capas impermeables, el fluido alcanza un nivel piezomtrico regional mayor. En teora, es una arena somera que aflora en montaas someras a una elevacin considerablemente ms alta que la elevacin del pozo. El agua que entra en el afloramiento influencia la presin encontrada en el pozo. No obstante que es una presin hidrosttica natural, produce el efecto ilusorio de una geopresin, debido a la altura incrementada de la columna. Esto se manifiesta al perforar un pozo artesiano (Figura 16.). En este sistema, las sobrepresiones resultantes van desde pequeas hasta moderadas. Sin embargo, algunas veces llegan a ser considerables.Ivry vrpvp rtvhy

de la formacin. La acumulacin de hidrocarburos tiene un incremento de energa cercano al efecto de flotacin del agua desplazada. La sobrepresin generada depende del contraste entre las densidades de los hidrocarburos y del agua desplazada, as como de la altura de la columna de hidrocarburos. El gradiente de una columna de gas es de 0.068 psi/ pie. La sobrepresin en la cima de la columna de gas y agua (Figura 17.) se puede calcular de la siguiente manera: Dphc = (pw /D-pg/D) h Donde: pw/D = Gradiente del agua pg/D = Gradiente del gas h = Altura de la columna de gas.

La presin en la cima del gas, Phc, se obtiene sumando la presin en el contacto agua/gas con la sobrepresin calculada con la ecuacin anterior: Phc = f (D + h) + ( w - hc) h

Qhrvh

D h GAS/ACEITE

Phc

8hhh rrhiyr Qrvy6hy

8hhvrrhiyr

Pf

AGUA

Figura 16 Presiones anormales generadas por un nivel piezomtrico alto.

Caractersticas del sistema roca-fluidos En yacimientos cerrados, tales como en formaciones lenticulares, anticlinales y formaciones con grandes buzamientos, las sobrepresiones se pueden generar si existe una acumulacin de fluidos de baja densidad, como el gas y aceite, desplazando el agua

Figura 17 Sistema roca fluidos.

Para una acumulacin de aceite, se aplica el mismo procedimiento, nicamente substituyendo el gradiente de gas(pg/D) por el del aceite(p o/D) en la frmula. Las zonas sobrepresionadas pueden asociarse con periodos de rpida depositacin, donde la tendencia

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al equilibrio hidrulico que acompaa a una compactacin normal se ve interrumpida por alguna restriccin que impide la expulsin de los fluidos. Esta puede ser un sello resultante de la cementacin de arenas y lutitas por sal, calcita, anhidrita, etctera. Ritmo de sedimentacin y ambiente de depsito Durante el proceso de sedimentacin y compactacin, se genera una energa potencial en el interior de la roca en las formaciones compactadas. Como resultado, se tiene un flujo de fluidos intersticiales hacia zonas permeables y porosas con presin ms baja, hasta establecer el equilibrio que prevaleca del depsito de los nuevos estratos (Figura 18). Otro factor que afecta el desarrollo de presiones anor-

profundidades ms someras. Si la presin original de la formacin es retenida, entonces se pueden generar presiones anormales. El proceso geolgico que empuja hacia arriba una formacin profunda tambin tiende a liberar una sobrecarga. Esto indica que las presiones anormales producidas as, estn en funcin de la diferencia entre la profundidad original y la nueva profundidad. Principalmente, dependen de la profundidad original. Para desniveles iguales se tendrn mayores presiones. El fallamiento tambin puede crear presiones anormales cuando los movimientos tectnicos producen fallas o fisuras de gran magnitud en la corteza terrestre. Entonces, las presiones de formacin profundas pueden escapar e introducirse en formaciones ms someras. Las sobrepresiones pueden ser el resultado de fallamientos locales o regionales, plegamientos, corrimientos y desprendimientos laterales, represionamientos causados por cadas de bloques fallados (Figura 20), movimientos diapricos de sal y/o lutita, temblores, etc.

Absorcin preferencial de agua

Sello formado por )RUPDFLyQ precipitacin de DUFLOORVD slice y carbonatos

El agua residual es ms salinaZona de alta permeabilidad y alta presinFigura 18 Ritmo de sedimentacin.

2400 m 3000 m P = 326 Kg/cm2

males es el ambiente de depsito, es decir, un ritmo alto de sedimentacin generalmente no desarrolla sobrepresiones, si el contenido de arena en la columna es alto. Actividad tectnica En zonas de movimientos subterrneos significativos se pueden crear ambientes geopresionados por el levantamiento o fallamiento de las capas o estratos (figura .19.). Las formaciones normalmente compactadas a gran profundidad pueden levantarse a

Ejemplo: 2000 m de Levantamiento. GPF=Pp = 326 = 0.136

Pp = GPF x P = 326 Kg/cm

2

Figura 19 Efecto de los levantamientos en las presiones de los fluidos.

32


a)

Montmorillonita antes de la diagnesis.

Figura 20 Cada de bloques afallados

Efectos diagenticos Es bsicamente la alteracin qumica de los sedimentos y su composicin mineral, posterior al deposito, por procesos geolgicos. Se cree que las lutitas y los carbonatos sufren cambios en su estructura cristalina que contribuyen a la generacin de presiones anormales. El proceso de diagnesis incluye la formacin de nuevos minerales, redistribucin y recristalizacin de las sustancias en sedimentos y litificacin. Diagnesis en secuencias de arenas y lutitas La montmorillonita, el material predominante de algunas lutitas, se altera a illita bajo condiciones de presiones y temperaturas elevadas que van aunadas al sepultamiento (Figura 21). La hidratacin puede ocurrir a temperaturas mayores de 221 F segn la profundidad. Esta alteracin libera agua aproximadamente igual a la mitad del volumen de la montmorillonita alterada. Con el continuo enterramiento, el fluido contenido en la roca absorbe el incremento de carga generando una sobrepresin. El gradiente de temperatura aumenta notablemente en la cima de las zonas de alta presin, debido a que los minerales tienen mayor conductividad trmica que el agua. De ah los cambios bruscos en el perfil de temperatura, al perforar un pozo con un alto contenido de agua y se supone que la salida de fluidos fue interrumpida ocasionando una sobrepresin.c) La prdida del agua de hidratacin

b) Prdida de agua de poro y de hidratacin convierte la montmorillonita en illita.

d) Etapa final de compactacin.Figura 21 Diagnesis en secuencias de carbonatos.

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Se crean barreras impermeables en las secuencias porosas y permeables. Se restringe la salida de los fluidos. En este proceso se genera gran cantidad de energa potencial. El cambio entre las zonas normalmente compactadas y las de presin anormal es muy brusco. De ah que en este proceso la perforacin sea muy peligrosa. El riesgo de alta presin durante la perforacin de carbonatos es variable debido a que su permeabilidad es muy inconsistente. Represionamiento o recarga Las presiones anormales tambin se generan por recarga de fluidos dentro de la zona porosa y permeable. Si existe una redistribucin de fluidos por flujo a travs de un conducto de otra zona porosa y permeable. El conducto puede ser una falla, fisura o un agujero. La energa potencial que se genera se transfiere por: 1. Fluidos de baja densidad (aceite o gas) del yacimiento normal o anormalmente presionado. 2. A travs de la transferencia de agua de la formacin anormalmente presionada. El balance de energa hidrulica sera el siguiente: La energa potencial es igual a la energa contenida en la zona de aporte de fluido, menos la energa necesaria para levantarlo de una zona a otra contra la gravedad, menos la energa necesaria para vencer la friccin. Fenmenos osmticos y de filtracin La presin osmtica se genera cuando dos soluciones de diferente concentracin, o un solvente puro y una solucin, estn separados por una membrana semi-impermeable. El flujo osmtico se desarrolla hasta que el potencial qumico es el mismo en ambos sentidos de la membrana (Figura 22.). Para una solucin dada a condiciones isotrmicas, la presin osmtica es directamente proporcional a la diferencia de concentraciones y aumenta la temperatura.

Disminucin de presin. FLUJO OSMOTICO A H2 O G U A H2 O P U R H2 O H2 OM E E M M B R B A R N A A N A S

IncrementoM

H2 O Cl-

M S I E M I I M -P IE R M M P E E A R B M L .E

E

Cl H2 O Cl

-

-

S A L M U E R

FLUJO OSMOTICO

Figura 22 Flujo osmtico a travs de una membrana semiimpermeable.

Efectos termodinmicos Los procesos termodinmicos pueden contribuir al desarrollo de presiones anormales. Incrementan el volumen de los fluidos contenidos en los espacios porosos. Generan una sobrepresin que se suma a la presin interna de las formaciones, causada por la sobrecarga. Por naturaleza, el agua es ms susceptible a la expansin trmica que a la compresin. As pues, en reas de gradientes geotrmicos altos, el aumento de volumen en los poros de las rocas puede causar altas presiones. Una vez generados y atrapados en el subsuelo los hidrocarburos, estn sujetos a desintegracin trmica bajo presin y temperatura. Este fenmeno puede, en algunos casos, aumentar el volumen original de dos a tres veces, lo cual provocar presiones altas de confinamiento. Se pueden distinguir dos efectos principales: 1.- La densidad del fluido disminuye. 2.- El aumento en volumen involucra un aumento de presin.

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Metodologa para determinar las presiones anormales Deteccin y prediccin de presiones anormales Para tener una mejor visin de las tcnicas utilizadas en la deteccin y prediccin, se les clasifica en tres grupos principales. El primer grupo se caracteriza por el uso de las tcnicas geofsicas para la deteccin antes de la perforacin. El segundo hace uso de datos obtenidos durante la perforacin o muestras examinadas durante ella y la ltimo, de mediciones de parmetros efectuadas despus de la perforacin del pozo. La prediccin de las presiones anormales, es una parte integral de la planeacin de un pozo. La determinacin de las presiones mientras se perfora el pozo tambin es importante. Si stas son sustancialmente diferentes a las calculadas con anterioridad, se necesitara hacer grandes cambios al programa de perforacin, y en el peor de los casos, el pozo deber abandonarse. Se hace una breve descripcin de las tcnicas usadas para la prediccin y la cuantificacin de las geopresiones: Antes de la perforacin Se caracteriza por el uso de las tcnicas geofsicas de sismologa. Durante la perforacin Utiliza datos y muestras obtenidas durante la perforacin del pozo. Despus de la perforacin Utiliza la informacin de mediciones de parmetros efectuadas despus de la perforacin. Tcnicas utilizadas antes de la perforacin Interpretaciones ssmicas. Correlaciones geolgicas.

Interpretaciones ssmicas La nica forma de obtener informacin del subsuelo, adems de la perforacin, es utilizando los mtodos geofsicos. La tcnica ms comnmente usada es el Sistema Ssmico de Reflexin. El sismgrafo de reflexin se utiliza para generar una imagen acstica de la seccin sedimentaria de la tierra. La configuracin estructural de las formaciones es interpretada por los geofsicos con el fin de determinar si existe un ambiente favorable para el entrampamiento de hidrocarburos. De estas imgenes ssmicas, tambin es posible obtener datos que bien procesados aportan informacin del subsuelo, como por ejemplo, las probables presiones del fluido de la formacin, litologas, posibles yacimientos petrolferos, y peligros potenciales al perforar en presiones anormales. Los datos ssmicos de campo pasan por procesos de filtrado con el fin de eliminar el ruido y posteriormente procesar la informacin y obtener secciones ssmicas como la de la figura 23. Las secciones ssmicas son una representacin de los cambios del producto velocidad - densidad de la roca en el subsuelo. Esto se denomina impedancia acstica. Cuando hay un cambio en este producto, se origina una reflexin de energa. Es recibida en la superficie (gefonos) y grabada en una cinta magntica. El conjunto de estas grabaciones es procesado digitalmente y presentado visualmente en las secciones ssmicas. Debido a que contienen una mayor cantidad de fluidos, las zonas sobrepresionadas tienen una menor velocidad de transmisin al sonido respecto a una zona normal. Por tanto, originan reflexiones en su cima y base y dentro de ella no se observa casi ninguna reflexin debido a la homogeneidad del material. No es fcil descubrir una zona sobrepresionada a partir del anlisis de una seccin ssmica a simple vista, pero existen procedimientos para determinar velocidades de intervalo, durante el procesado de la seccin. Esto permite determinar un registro snico sinttico o registro de pseudo-velocidades, similar al snico de porosidad registrado en el pozo y el cual se obtiene por medio del anlisis de la velocidad ssmica.

35


Una vez determinado el registro de pseudo-velocidades, resulta viable la deteccin y evaluacin de las presiones anormales existentes en las formaciones.

mente valiosas para pozos exploratorios.

6,60,&$ 3$5&,$/ '(/ &$032 6(1$26 1344 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4668 26 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 K.S.M. EOCN BASESAL CIMASAL MIOCNO PLIOCN 40 50

60 70

80

90 100 110 120 130 140 1344 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 3200 3400 3500 3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4668

Figura 23 Seccin ssmica del Campo Sen.

Interpretaciones geolgicas Los mapas de estructuras geolgicas y secciones transversales son muy valiosos para la perforacin de pozos con presin anormal. Pero los que ms informacin proporcionan para efectos de perforacin son los geolgicos de seccin transversal. Estos muestran la profundidad de las formaciones esperadas y los puntos de problemas probables en el pozo propuesto. Estas secciones transversales son especial-

Es ms ilustrativo examinar los beneficios y las deficiencias de los mapas estructurales y de secciones transversales con las figuras siguientes: (Figuras 24 y 25). Tcnicas utilizadas durante la perforacin Esta es una de las partes ms importantes del estudio de presiones anormales. Contiene las tcnicas para detectar las presiones anormales durante la perforacin.

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vadido por agua s alada Poz o productor en otro horiz onte Localiz acin programada, objetivo K medio Poz o en perfor acin con objetivo K medio Pozo taponado por accidente mec. Falla normal Falla invers a Curva de nivel5200 5500

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Cima P.T

Figura 24 Plano estructural Campo Sen.

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zpa : 2 600

zpa: 25 500

zpa: 2625

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zpa: 24 50

zpa: 2550

z pa : 2 485

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3 000

3000

3000

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3 000

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N O C E EOEN O EOC EZ PAL MEN D . E. K .S S N .F P .S . K VA. .A .N K.S O 5000 5 000 ED I K .M IO R FER O . K .IN ITH . P .T MER J SU K IM U P. J SQ Q 2 $ ! Q Q 2 $ !

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Figura 25 Seccin transversal campo Sen.

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Los indicadores de presin anormal se basan en la experiencia y en el intenso estudio. Estos indicadores son Velocidad de penetracin. Momento de torsin aplicado a la tubera. Carga soportada por el gancho al levantar la tubera. Exponentes d y dc. Presin de bombeo del lodo. Incremento en el volumen de lodo. Registros del lodo. Contenido de cloruros en el lodo. Incremento de recortes. Densidad de la lutita. Porcentaje de montmorillonita. Temperatura. Paleontologa. Velocidad de penetracin El incremento de la velocidad de perforacin en la zona de transicin, es un indicador consistente y efectivo de que se entra a una zona de presin anormal, siempre y cuando ciertas condiciones de perforacin se mantengan constantes. Estas condiciones son 1) los parmetros de perforacin (tipo de barrena, peso sobre barrena, velocidad de rotaria, presin de bomba), y 2) Las propiedades reolgicas del lodo de perforacin, especialmente densidad y viscosidad. Un incremento en el ritmo de penetracin, cuando la presin de formacin es menor que la ejercida por el lodo, se interpreta como la existencia de una zona de presin anormal (Figura 26). En las lutitas normalmente compactadas, la perforabilidad disminuye con la profundidad, debido a la compactacin y al aumento de la presin diferencial (Pm - Pf).

Donde: Presin Diferencial = (Pm - Pf) = 0.052 (Den.lodo) (Prof.) Grad. Pres. (Prof.) Al mantener constante la densidad del lodo disminuye el ritmo de penetracin. En las zonas de alta presin, la perforacin es ms rpida por la disminucin de la presin diferencial y por la alta porosidad de la roca (baja densidad). La velocidad de perforacin indica qu tan rpido se perfora cada metro. Se puede conocer indirecta

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Diseño de la perforación de pozos